Комплексное решение вопроса повышения качества крепления скважин в терригенных отложениях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Галиев Алмаз Физратович

• Галиев Алмаз Физратович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Галиев Алмаз Физратович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ

9

СКВАЖИН

1.1 Особенности бурения и крепления скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова

1.2 Анализ технологий и материалов, используемых при бурении и заканчивании скважин

1.3 Выводы по главе

ГЛАВА 2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДИЧЕСКОГО ПОДХОДА ПРИ ВЫБОРЕ ПОЛИМЕРНЫХ ДОБАВОК ДЛЯ МОДИФИКАЦИИ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ

В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИМЕНИ Р. ТРЕБСА И ИМЕНИ А. ТИТОВА

2.1 Разработка методики прогнозирования устойчивости стенок скважины

2.2 Обоснование использования полимерных добавок для модификации цементных и гельцементных тампонажных материалов

2.3 Методика проведения экспериментальных исследований

2.4 Экспериментальные исследования цементно-полимерного материала с добавкой реагента ССАиДХ с использованием метода математического планирования эксперимента

2.5 Выводы по главе

ГЛАВА 3 ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ ГОТОВНОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ И КРЕПЛЕНИЮ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.1 Разработка методики оценки готовности скважины к креплению

3.2 Разработка буферных жидкостей

3.3 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ЦЕМЕНТНО-ПОЛИМЕРНЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИМЕНИ Р. ТРЕБСА И ИМЕНИ А. ТИТОВА

4.1 Исследование реагентов на основе сополимер акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида

4.2 Разработка рецептур цементно-полимерных систем

4.2.1 Тампонажный раствор для крепления эксплуатационных колонн

4.2.2 Тампонажный раствор для крепления промежуточных колонн

4.2.3 Тампонажный раствор для крепления кондуктора и направлений

4.3 Выводы по главе

ГЛАВА 5 АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

И ВНЕДРЕНИЕ РЕКОМЕНДАЦИЙ

5.1 Разработка нормативной документации

5.2 Оценка экономической эффективности разработок

5.3 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Временная инструкция по первичному вскрытию и укреплению глинистых отложений при строительстве скважин на месторождениях имени Р. Требса и А. Титова ООО «Башнефть-

Полюс»

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Справки о внедрении в производство

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Справка о внедрении в учебный процесс

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Расчет экономической эффективности

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексное решение вопроса повышения качества крепления скважин в терригенных отложениях»

Актуальность темы исследования

Накопленный опыт строительства скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова, а также результаты обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов показывают, что осложнения при бурении скважин на этих месторождениях наблюдаются в неустойчивых горных породах и проявляются в виде набухания, осыпей и обвалов терригенных отложений, а также поглощения промывочных жидкостей и неудовлетворительного качества цементирования. Затраты на ликвидацию осложнений для некоторых скважин в общем балансе времени строительства скважин достигают десятки часов на тысячи метров проходки. Причиной является нечеткое понимание процессов, вызывающих потерю стабильности ствола скважины, и, как следствие, отсутствие методик по превентивным мерам с целью предотвращения либо минимизации осложнений в процессе бурения.

Решение указанных проблем необходимо искать в комплексном подходе, совмещая требования к подготовке ствола скважины, тампонажным материалам и буферным жидкостям. Общим в комплексе выделенных задач является их тесная связь с выбором и принятием технологических решений при бурении и креплении, специфические особенности которых требуют всестороннего подхода, включающего углубленное изучение механизма возникновения осложнений и разработку на этой основе методов их прогнозирования, а также предупреждения и ликвидации.

Представленные в диссертационной работе решения по выбору технологий прогнозирования и предупреждения возможных осложнений, а также разработка буферных и тампонажных составов, удовлетворяющих требованиям крепления в условиях месторождений имени Р. Требса и имени А. Титова, являются актуальными.

Степень разработанности темы исследования

Значительный вклад в развитие и совершенствование тампонажных, изоляционных составов и технологий крепления для различных горно-

геологических условий внесли: Ф.А. Агзамов, А.И. Булатов, В.С. Данюшевский, В.С. Екшибаров, И.Н. Каримов, Н.Х. Каримов, Р.И. Катеев, Я.М. Курбанов, Д.Ф. Новохатский, В.П. Овчинников, Д.В. Орешкин, Ш.М. Рахимбаев, М.А. Тихонов, А.А. Фролов и многие другие. Несмотря на большой объем исследований в этой области и успехи, достигнутые в последние годы, проблемы обеспечения качественного крепления скважин в осложненных условиях, тем не менее, остаются актуальными и в настоящее время.

Цель работы - повышение качества крепления скважин в неустойчивых терригенных отложениях путем совершенствования методов контроля и согласования технического состояния ствола скважин с разработкой и применением эффективных тампонажных материалов и буферных жидкостей.

Основные задачи исследований

1 Анализ геологических особенностей и проблем, возникающих при бурении и креплении скважин в терригенных отложениях на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова, а также обоснование требований к применяемым реагентам и материалам в составе технологических жидкостей.

2 Обоснование критериев оценки краткосрочной и долгосрочной стабильности открытого ствола скважины.

3 Выбор показателей для оценки готовности скважин к креплению обсадной колонны и обоснование методов и материалов для укрепления ствола скважины.

4 Разработка буферных жидкостей для повышения качества цементирования скважины.

5 Исследование механизмов формирования композиционной структуры в цементно-полимерных композициях.

6 Апробация и внедрение разработок.

Научная новизна

1 Установлены качественные и количественные показатели, влияющие на устойчивость ствола скважин, минимизирующие риски осложнения и внеплановые промывки/проработки при бурении и спуске обсадных труб.

2 Установлен механизм взаимодействия комплексной добавки на основе сополимер акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида с гельцементными и цементно-полимерными тампонажными смесями.

3 Установлен «эффект самозалечивания» поврежденного цементного камня, обеспечиваемый комплексной добавкой на основе сополимер акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида при концентрации 0,2 %, приводящий также к снижению фильтратоотдачи раствора до 30 % и повышению предела прочности получаемого камня при изгибе на 25-27 % и при сжатии на 36-42 %.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в выявлении основных причин потери устойчивости стенок скважины с целью повышения качества крепления скважин и снижения внеплановых промывок/проработок в терригенных отложениях; а также в научном обосновании механизма структурообразования гельцементных и цементно-полимерных тампонажных смесей с комплексной добавкой, полученной на основе сополимер акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида и обеспечивающей связь между продуктами твердения цемента.

Практическая значимость работы заключается в разработке нормативной документации - «Временной инструкции по первичному вскрытию и укреплению глинистых отложений при строительстве скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова», разработке и внедрении технологических мероприятий, используемых ООО «РН-БашНИПИнефть» при составлении проектно-сметной документации. Результаты проведенных исследований и технологии, разработанные в рамках диссертационного исследования, прошли промысловые испытания на месторождениях ООО «Башнефть-Полюс» ПАО «НК «Роснефть». Разработанная методика, позволяющая прогнозировать осложнения при бурении новых скважин применительно к месторождениям имени Р. Требса и имени А. Титова, используется в учебном процессе ФГБОУ ВО «УГНТУ» при подготовке бакалавров и магистров, обучающихся по направлению

подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по дисциплине «Заканчивание и крепление скважин».

Методология и методы исследования

Экспериментальные исследования физико-механических свойств тампонажных смесей осуществлялись согласно ГОСТ и стандартам ISO Американского нефтяного института. Взаимодействия между гидратированными минералами цемента, комплексной добавкой и бентонитом, а также установление закономерностей формирования кристаллизационной и поровой структур гельцементных и цементно-полимерных материалов изучены при помощи электронной микроскопии. Экспериментальные исследования проведены в Лаборатории буровых и тампонажных растворов ООО «РН-БашНИПИнефть» (аттестат аккредитации № РОСС RU.0001.517992) и в инновационном центре ФГБОУ ВО «УГНТУ» «Лаборатория нанотехнологий цементных систем имени профессоров А.Ф. Полака и Н.Х. Каримова». Данные, полученные в ходе лабораторных испытаний, обрабатывались при помощи методов математической статистики с использованием ПО «Statistica W6/0», «Excel 2003» и «Mathcad».

Положения, выносимые на защиту

1 Методика определения интервалов наибольшего риска обвалообразования и возникновения прихватов при бурении, спуске обсадных колонн и их цементировании.

2 Результаты экспериментальных исследований рецептур тампонажного состава, содержащего портландцемент, бентонит и добавку реагента на основе сополимер акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида.

3 Результаты исследований разработанной буферной жидкости.

Соответствие паспорту специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют паспорту специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин», а именно пункту 3 «Физико-химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с целью разработки научных основ обоснования и оптимизации

рецептур технологических жидкостей, химических реагентов и материалов для строительства скважин».

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы подтверждена данными экспериментальных исследований, полученными с использованием поверенных средств измерения и на аттестованном оборудовании по общепринятым методикам.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: научно-технических конференциях молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть» (г. Уфа, 2012-2015); XIII Международной молодежной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ - 2012» (г. Ухта, 2012); III, IV, V Всероссийских и VIII Международной научно-практических конференциях «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (г. Уфа, 20132015, 2018); II научно-технической конференции «Сервисные услуги в добыче нефти» (г. Уфа, 2015); VII научно-практической конференции «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» (г. Самара, 2017); технической конференции SPE «Новая эра в бурении» (г. Сочи, 2019); Международной научно-практической конференции «Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы» (г. Пермь, 2019).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе 1 в журнале, индексируемом в международной базе данных Scopus, 5 в журналах, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 147 наименований, и четырех приложений. Работа изложена на 149 страницах машинописного текста, содержит 41 рисунок, 57 таблиц.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

Для стабилизации стенок скважин применяется ряд материалов, которые за счет своих свойств способны положительно воздействовать на устойчивость грунта. Полимер для стабилизации скважин представляет собой особый вид материала, состоящего из так называемых макромолекул - высокомолекулярных соединений мономерных звеньев. Полимеры могут образовывать на поверхности цементных зерен, пор и капилляров тонкую пленку, связывая часть свободной воды, придающую хорошую адгезию между глинистой коркой, обсадной колонной и цементным камнем. Принцип их действия как закупоривающего материала создает упорядоченную структуру за счет уплотнения частиц меньшей проницаемости. Образование таких связей существенно упрочняет структуру тампонажного камня.

Наиболее эффективная концентрация полимера в цементных растворах для снижения фильтратоотдачи составляет до 1 %. В настоящее время наиболее востребованы полимеры, созданные на основе модифицированных эфиров целлюлозы. Их использование обусловлено многими причинами. Прежде всего, надо отметить, что они отличаются высокой щелочестойкостью, устойчивы к действию растворов электролитов. Данные характеристики особенно важны, если они используются в растворных смесях на основе портландцемента, имеющих величину рН > 12. Кроме того, целлюлозные эфиры, такие как неионогенные ПАВ, способны выступать в качестве защитных коллоидов, которые характеризуются водоудерживающим эффектом. Это, собственно, является основной целью их использования. Еще следует выделить такое полезное свойство, как уменьшение (за счет процесса общего загустевания жидкой фазы) седиментации растворных смесей. Наконец, другим весомым свойством эфиров целлюлозы является пластификация. Пластифицирующее воздействие оказывается благодаря воздухововлечению, обусловленному поверхностно-активными свойствами. Данное обстоятельство важно учитывать при

проектировании составов эфиров целлюлозы. Другими словами, применение модифицированных целлюлозных эфиров в роли загустителей ограничивается температурным режимом, потому что при повышении температуры снижается вязкость цементного раствора, это ведет к потере сольватирующего слоя гидратированной целлюлозы, вследствие чего она дегидратирует и флокулирует. Поэтому нужно строго соблюдать максимальную рабочую температуру 60-70 °С, обеспечивающую достаточную флокуляцию эфира целлюлозы и, соответственно, значительное падение вязкости. Следует учитывать, что флокуляция зависит также от наличия электролитов и их концентрации в цементной системе.

Формируя цементную матрицу, целлюлозные эфиры способны образовывать собственную дискретную фазу, гомогенно перемешивающуюся с цементным гелем, что обусловливает возможность рассмотрения свойств смесей растворов в формате полимерцементных композиций с низкими показателями полимерцементного отношения (П/Ц). Напомним, что при обычном содержании эфиров целлюлозы в сухой смеси это соотношение составляет 0,01-0,03 [122, 126]. Данные исследований [61, 70, 126, 133] свидетельствуют о том, что полимерцементные композиции по прочностным свойствам, по времени загустевания не подходят для заливки колонны и не могут выступать в качестве изолирующего материала, т.к. происходит биодеструкция крахмала во времени, что на порядок снижает прочностные свойства, необходимые по ГОСТ. В указанных работах отмечается, что производные акриловой кислоты можно с успехом применять для улучшения свойств цементных растворов, так как они повышают прочностные и адгезионные характеристики цементного камня.

1.1 Особенности бурения и крепления скважин на месторождениях

имени Р. Требса и имени А. Титова

Проводка наклонно-направленных и горизонтальных скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова (ТиТ) сопровождается существенными осложнениями. В то же время реализация существующей

технологии [7, 9, 75, 89] позволила успешно пробурить несколько скважин с большим отходом от вертикали и протяженностью горизонтальных стволов 1000 м. Однако при этом не удалось избежать значительного количества осложнений, как при бурении скважин, так и при спуске обсадных колонн.

Сводный стратиграфический разрез месторождений ТиТ приведен на Рисунке 1.1 [49, 50].

Стратиграфический разрез

Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород. Эквиваленты градиентов пластового давления (Кпл) и давления гидроразрыва (Кгр)

Конструкция скважин; диаметр

колонн, мм; ВПЦ,м; типы и плотность ЦР; тип заканчивания

Буровой раствор, г/см3 Долото

1200 1400

1600 1Я00 2000 2200 2400 2600

2Я00

3000 3200 3400 3600 3Я00

4000 4200 4400 4600

5000 5200

среднеюрскии

Верхнеюрский

ВерхнепермскиИ Кунгурский ярус

Ассельский+

сакмарскии

Тиманский+ Саргаевский

ОвинпармскиИ Р1ор

Верхнесерггуховский

Нижнесергуховский Визейский

Пески, алевролиты,

глины, суглинки, _супеси_

алевролиты

Глины, алевролиты, Песчаники, алевролиты

алевролиты

алевролиты

-

Глины, аргиллиты! шны,аргиллиты,

алевролиты

Доломит

3,0/1 омиты, аргиллит

Известняк

доломиты,аргилг

Аргиллиты, алевролиты,

доломиты, аргилли'

5Я0 71 2

1770 1Я60

22Я5

2296 2530 2700

2760 2910 3030

3140 3440

4090 4095

426x11 Д 324x9,5 Д 245x8,9 Е17Ях11,5Л114хЯ,6 Е мНОРМ КБ ОТТМА БТС БТС БТС

400му.. 500м^

В интервале 3069-4645 бурится

УЛ

4100/4700м

Обл1

Цементныйр-р нормI

цементный р-р

Пресный

Пресный

Пресный

1130 -1180 в ТС 15001550

Шаро шечное

а

Четв ертичные

200

30м

1100

490,0

1150

393,7

400

600

1120-1230

95,3

Нижнеюр

Я00

93Я

1000

1530

960м

1900м

2100

235и/ 2500м

3900м

Нижнефам

3650

3Я20

3920

0 220,7 мм

„отчемкыртан

19Я2/ 2246м

4Я00

4130

150

152,4

Рисунок 1. 1 - Особенности геолого-технических характеристик месторождений имени Р. Требса и имени А. Титова

Геологический разрез месторождений ТиТ однотипен и представлен отложениями четвертичной, юрской, пермской, каменноугольной и девонской систем. Промышленные запасы в них приурочены к отложениям нижнего девона

и верхнего силура. Большинство осложнений и аварий при бурении наклонно -направленных и горизонтальных скважин на месторождениях ТиТ связаны со вскрытием неустойчивых терригенных отложений.

Одной из причин разрушения стенок ствола скважины в процессе бурения и крепления является гидратационная активность вскрытых бурением терригенных отложений, приуроченная к отложениям триасовой и пермской систем, представленных глинами, аргиллитами, переслаивающимися алевролитами и песчаниками. При проводке промежуточной колонны большинство осложнений обусловлены затяжками и посадками бурильных и обсадных колонн. При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы были связаны с глинистыми отложениями Тимано-Саргаевского (Т-С) горизонта, граничащего с катастрофическими поглощениями Сирачойского горизонтов. Толщина Т-С горизонта составляет от 25 до 100 м. Склонность к осыпанию вследствие гидратации либо геомеханических факторов, высокая диспергирующая и высокая адгезионная способность выбуренного шлама негативно влияют на качество строительства скважин. Значительные разрушения ствола скважин подтверждаются данными кавернометрии.

Опыт бурения (Таблица 1. 1) в отложениях Т-С горизонта показал, что данные интервалы достаточно устойчивы во времени при вертикальном вскрытии и углах до 20°. В то же время при углах 40-70° их устойчивость резко понижается. При используемых ранее растворах первые признаки обвалообразований наблюдались через 7-10 сут после вскрытия. При поглощениях интенсивность обвалообразования возрастает. На Рисунках 1.1-1.4 и в Таблице 1.2 представлены сведения о возможных осложнениях с указанием стратиграфии геологического разреза, из которого видно, что неустойчивость терригенных отложений месторождений ТиТ приурочена в основном к интревалам нижнего мела, юрско-триасовых систем, верхнепермских отложений и Т-С горизонта [92].

Для сохранения устойчивости стенок скважины в данных интервалах нежелательными являются гидродинамические воздействия на пласт: промывки и

проработки ствола. Многочисленные проработки при подготовке ствола скважины для проведения геофизических работ (ГИС), а также перед спуском обсадной колонны систематически превышают плановое время. Такой факт отмечен на всех пробуренных скважинах указанных месторождений. Все это в конечном итоге выражается в увеличении сроков и удорожании строительства скважин.

Таблица 1.1 - Сведения возможных осложнений на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова

Стратиграфия Цель спуска обсадной колонны Возможные осложнения

Кондуктор 30-500 м

Четвертичная Нижнемеловой отдел (К1) Перекрытия зон ММП 1. Растепление ММП 2. Вскрытие линз болотного газа

Промежуточная колонна 500-2500 м

Юрская система (!) Триасовая система (Т) Пермская система (Р) Разобщения интервалов терригенных и карбонатных отложений 1. Набухание глин, сальникообразование 3. Сужение ствола скважины в интервале проницаемых пород 4. Слабоцементированные пески, глины и алевролиты 5. Поглощение бурового раствора в высокопроницаемых породах

Эксплуатационная колонна 2500-4700 м

Серпуховский ярус (С^), Визейский ярус (С^), Верхнефаменский подъярус (03Ат3), Верхнефранский подъярус ^30), Тимано- Саргаевские горизонты (D3tm+sr) Перекрытия зон несовместимых условий бурения, а также раздельного вскрытия продуктивных горизонтов и вышележащих пород На месторождении имени Р.Требса: 1. Поглощение бурового раствора в интервалах Фаменского, Серпуховского, Сирочойского, Овинпармского гортизонтов 2. Осложненный спуск обсадной колонны На месторождении имени А.Титова: 1. Поглощения в Фаменском и Серпуховском горизонтах и до полного ухода в Сирочойском горизонте 2. Нестабильность стенок скважины при бурении и спуске обсадных колонн в интервале Тимано-Саргаевского горизонта и заглинизированного интервалов Dlop1

Секция хвостовика 4700-5400 м

Овинпармский горизонт ^1ор) Недопущения осыпания стенок скважины в процессе эксплуатации 1. Поглощение до полного ухода бурового раствора 2. Осыпи, обвалы стенок скважины (кавернообразование) 3. Нефтегазоводопроявления

Рисунок 1.2 - Статистика осложнений по видам на месторождении имени А.Титова за 2017-2019 гг.

Рисунок 1.3 - Статистика осложнений по видам на месторождении имени Р.Требса за 2017-2019 гг.

Таблица 1.2 - Сведения об осложнениях, возникших при бурении под эксплуатационную колонну на месторождениях имени Р. Требса

и имени А. Титова

Скважина Проблемы Возможная причина Планируемые мероприятия по ликвидации осложнений

Куст 18 скважина 208Бг (1-ый ствол) 04.07.2016 Прихват КНБК при СПО во время наращивания на глубине 4420 м Дифференциальный прихват вследствие превышения гидростатического давления над пластовым давлением на 14 МПа в высокопроницаемых породах при бурении Т-С горизонта Выполнение мероприятий по предотвращению дифференциальных прихватов, в том числе кольматирование проницаемых горизонтов. Применение растворов на углеводородной основе РУО с низким показателем фильтрации и низким удельным весом.

17.07.2016 Прихват КНБК на 4514 м во время промывки Заклинка долота ввиду сужения ствола скважины Изменение режимов проработок. Применение РУО с высокими показателями смазывающих свойств

Куст 18 скважина 208Бг (2-ой ствол) 30.08.2016 Потеря подвижности при спуске ОК 178 мм на глубине 4045 м Дифференциальный прихват вследствие превышения гидростатического давления над пластовым давлением на 14 МПа Выполнение мероприятий по предотвращению дифференциальных прихватов. Оптимизация количества центраторов Сентек и исключение из компоновки ОК башмаков больших диаметров. Использование РУО

31.08.2016 Потеря подвижности при спуске ОК 178 мм на глубине 4377 м Непрохождение места сужения ствола скважины вследствие обвалообразования Исключение из компоновки ОК башмаков больших диаметров. Использование РУО

Куст 18 скважина 208Бг (2-ой ствол) 01.09.2016 Недоспуск ОК 178 мм: при забое 4515 м спущено на глубину 4474,9 м Непрохождение места сужения ствола скважины Исключение из компоновки ОК башмаков больших диаметров. Посекционный спуск колонны. Применение РУО с целью уменьшения трения

Куст 8 Скважина 108Аг (1-ый ствол) 15.06.2017 Осложнение ствола скважины при забое 4435 м (1-ый ствол) Зашламованость ствола из-за неустойчивости горных пород в интервале Т-С Построение профилей с минимально возможными углами прохождения. Анализ геологической и геомеханической моделей, выявление зависимостей. Применение РУО

Примечания: К Э ру О 1БК - компоновка низа бурильной колонны; СГ ЦП - эквивалентная циркуляционная плотность У О - буровой раствор на углеводородной основе К - обсадная колонна; ПЖ - промывочная жидк О - спуско-подъемные операции; ; ость.

а)

б)

а) среднее время ликвидации поглощений, ч

-5

б) средний объем поглощений бурового раствора, м

Рисунок 1.4 - Статистика поглощений при бурении секции эксуплуатационной

колонны

В процессе бурения на стенках скважины формируется фильтрационная корка, которая позволяет частично укрепить слабосцементированные интервалы, склонные к обвалообразованиям. При цементировании скважины необходимо обеспечить качественный контакт между цементным камнем и стенками скважины, однако продолжительность периода выхода на режим увеличивает толщину фильтрационной корки, что является технологическим препятствием. На основании данных, приведенных на Рисунке 1.5, выполнен сравнительный анализ

времени спуска обсадных колонн и этапа цементирования обсадных колонн. В мероприятиях по повышению качества цементирования после спуска обсадной колонны предусмотрена промывка скважины не менее чем двумя циклами, при расходе 35 л/с время этой операции должно составлять 3,16 ч.

Рисунок 1.5 - Влияние времени спуска обсадных колонн на скорость восстановления выхода циркуляции перед цементированием промежуточной

колонны

Из Рисунка 1.5 видно, что за 2016-2017 гг. при средней суммарной проходке 2052 м плотностью бурового раствора 1220 кг/см среднее время спуска промежуточной колонны составляет 49,5 ч и выход на режим - 5,5 ч. В 2018 г. при той же средней плотности бурового раствора 1220 кг/см увеличилось время спуска обсадной колонны до 62,7 ч. Режимы спуска промежуточной и эксплуатационной колонн более детально рассмотрены в Таблицах 1.3 и 1.4 соответственно.

В результате анализа данных Таблицы 1.3 установлено, что на примере скважины 102 Аг куста 18 месторождения имени А. Титова увеличение плотности не привело к устойчивости ствола скважины, и вынужденно был осуществлен переход от раствора на водной основе (РВО) к раствору на углеводородной основе.

Таблица 1.3 - Сравнительный анализ времени спуска промежуточной колонны и выхода на режим перед

цементированием за 2016-2018 гг.

Номер скважины Плотность бурового раствора Фактическое время, ч

Суммарная проходка, м Спуск обсадной колонны Расход, л/с Давление, МПа ПЗР к цементированию Расход, л/с Давление, МПа Цементирование

101Аг-8 1,21 2021 39,11 32 3,5 3,33 32 3,5 6,66

102Аг-18 1,25 2055 33,91 35 5,8 3,58 35 5,8 6,33

107Аг-18 1,21 2020 31,66 35 4,6 4,41 35 3,9 3,75

110Аг-23 1,21 2035 87,16 30 4,5 4,83 30 3,8 4,66

205Б-24 1,21 2130 36,33 22 6,0 4,41 22 3,5 6,25

202Бг-26 1,25 2053 32,91 20 6,0 5,25 22 4,0 4,33

201Б-18 1,23 1934 62,91 34 4,4 3,75 34 2,6 7,05

206Бг-26 1,22 2034 77,25 28 3,0 2,05 28 2,5 4,83

204Б-18 1,21 2043 47,83 44 8,7 3,25 35 4,9 5,51

201Бг-28 1,23 1934 62,91 35 6,8 3,75 34 4,5 7,05

209Б-28 1,24 1864 69,51 40 6,4 3,05 35 3,5 5,05

205Бг-18 1,23 1948 109,75 36 7,1 3,75 36 4,6 5,75

203Б-18 1,26 2167 109,16 35 4,7 6,51 35 4,3 5,58

207Бг-18 1,22 1948 109,75 41 7,1 3,75 36 4,6 5,75

202Б-18 1,26 1911 140,51 35 3,5 3,05 35 3,5 7,51

Таблица 1.4 - Сравнительный анализ времени спуска эксплуатационной колонны и выхода на режим перед

цементированием за 2016-2018 гг.

Номер скважины Фактическое время, ч

Суммарная проходка, м Спуск ОК ПЗР к цементированию Цементирование

101Аг-8 1937 79,91 3,58 4,75

102Аг-13 1840 61,41 1,25 3,51

105Аг-8 2342 223,51 1,41 3,58

107Аг-23 2010 60,51 1,01 5,25

110Аг-23 1725 46,01 1,51 3,05

201Бг-28 2083 57,01 4,66 5,08

209Б-18 2046 38,01 0,75 4,91

201Бг-18 1861 49,41 2,58 3,41

204Б-18 2007 44,33 1,01 6,01

206Бг-26 1990 49,01 1,01 4,16

203Б-18 1947 54,58 2,83 2,66

202Бг-26 1832 46,01 2,25 4,75

205Бг-18 2086 70,25 1,01 5,25

202Б-24 1939 42,66 0,33 6,01

250Бг-25 2092 41,01 2,58 3,91

205Бг-26 2062 68,33 0,83 8,01

206Бг-26 2048 74,66 1,08 4,91

209Б-28 2043 48,01 1,01 6,51

207Бг-18 2092 49,51 2,01 5,01

Осложнения в виде посадок до 10 т начинаются с глубины 800 м, на глубине 2560 м - до 30 т (Рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Диаграмма спуска промежуточной колонны по скважине 108 А

куст 1 месторождения имени А. Титова

Анализ Таблиц 1.3 и 1.4 показал, что на дополнительную циркуляцию во время спуска обсадных колонн тратится значительное время. Решение данной проблемы, заключающейся в создании максимальной скорости восходящего потока тампонажного раствора в заколонном пространстве, и, следовательно, экономии указанного времени, состоит в разработке инновационной технологии цементирования скважин. Тем не менее, тезис о невозможности при низких скоростях восходящего потока осуществить процесс продавки тампонажных растворов в зоне заколонного пространства не подтверждается имеющимися исследованиями [95]. Напротив, установлено, что при низких скоростях может достигаться хорошее вытеснение - в среднем 90 % и более - при условии определенной пропорции между значениями реологических показателей контактирующих растворов. Так, в работах [19, 83] отмечается ускорение процесса замещения раствора в заколонном пространстве с увеличением скорости восходящего потока, однако на стенках скважины формируется фильтрационная корка, исключающая возможность сцепления цементного кольца со стенками скважины. В работе [18] установлено, что фильтратоотдача цементного раствора через фильтрационную корку уменьшается в 10-30 раз, а предельная фильтратоотдача - в несколько раз. Следовательно, в тампонажном растворе в

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Галиев Алмаз Физратович, 2021 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Агзамов, Ф. А. Моделирование динамических воздействий на крепь скважины с применением метода конечных элементов / Ф. А. Агзамов, А. В. Самсыкин, И. М. Губайдуллин, М. А. Тихонов, С. Ю. Семенов, Р. А. Мулюков // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 4. - С. 18-24.

2. Агзамов, Ф. А. Результаты расчета нагрузок, возникающих при динамическом и ударном воздействии в обсадной колонне как обоснование требований к прочности цементного камня / Ф. А. Агзамов, А. О. Белоусов // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - № 10. - С. 60-64.

3. Агзамов, Ф. А. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами / Ф. А. Агзамов, И. Н.Каримов // Бурение и нефть. - 2008. - № 12.

- С. 26-27.

4. Агзамов, Ф. А. Химия тампонажных и промывочных растворов / Ф. А. Агзамов, Б. С. Измухаметов, Э. Ф. Токунова. - СПб. : Недра, 2011.

- 266 с.

5. Агзамов, Ф. А. Результаты расчета нагрузок, возникающих при динамическом и ударном воздействии в обсадной колонне, как обоснование требований к прочности цементного камня / Ф. А. Агзамов, А. О. Белоусов // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - № 10. - С. 60-64.

6. Адлер, Ю. П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю. П. Адлер, Е. В. Маркова, Ю. В. Грановский. - М. : Наука, 1976.

- 279 с.

7. Акбулатов, Т. О. Расчеты при бурении наклонных и горизонтальных скважин : учеб. пособие / Т. О. Акбулатов, Л. М. Левинсон, Р. Г. Салихов, Ф. Н. Янгиров. - СПб. : Недра, 2005. - 118 с.

8. Акбулатов, Т. О. Роторные управляемые системы : учеб. пособие / Т. О. Акбулатов, Р. А. Хасанов, Л. М. Левинсон. - Уфа : УГНТУ, 2006. - 90 с.

9. Акбулатов, Т. О. Строительство и навигация сложнопрофильных скважин / Т. О. Акбулатов, Л. М. Левинсон, М. Л. Левинсон, Р. А. Хасанов. -

Уфа : УГНТУ, 2013. - 157 с.

10. Ахрименко, В. Е. Об эффективности низковязких буферных жидкостей / В. Е. Ахрименко, З. М. Ахрименко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009. - № 5. - С. 42-45.

11. Ашрафьян, М. О. Сопоставительный анализ свойств облегченных цементных растворов при «сухом» и «мокром» способах введения в них бентонитового порошка / М. О. Ашрафьян, Л. И. Рябова, Ю. В. Гринько, Д. С. Шляховой, В. Ф. Атгараев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 5. - С. 47-52.

12. Барбашова, Е. В. Статистический подход к формированию функции желательности в задачах экономико-математического моделирования / Е. В. Барбашова, Т. А. Чекулина, В. Г. Шуметов // Вестник ОрелГИЭТ. - 2015. - № 2 (32). - С. 94-99.

13. Басарыгин, Ю. М. Заканчивание скважин / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - М. : Недра, 2000. - 670 с.

14. Бережкова, Г.В. Нитевидные кристаллы - М.: Наука, 1969. - 158 с.

15. Бобров, Б. С. Гидратация алюмоферрита кальция в растворах сульфатов натрия и магния / Б. С. Бобров, В. В. Лесун // Гидратация и твердение цементов. - Челябинск, 1974. - С. 46-54.

16. Бубнов, А. С. Анализ современных проблем цементирования нефтяных и газовых скважин / А. С. Бубнов, И. А. Бойко, А. В. Епихин, А. В. Ковалев // Проблемы геологии и освоения недр : тр. XVI Междунар. симпозиума им. академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. - Томск, 2012. - С. 296-298.

17. Булатов, А. И. Спутник буровика : в 2 кн. / А. И. Булатов, С. В. Долгов. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2006. - Кн. 2 : 530 с.

18. Булатов, А. И. Цементирование глубоких скважин / А. И. Булатов. -М. : Недра, 1964. - 290 с.

19. Булатов, А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы :

учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков. -М. : Недра, 1999. - 424 с.

20. Бурдыга, В. А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях среднего Приобья // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2005. - № 9.

- С. 5-60.

21. Вервекин, А. В. Управление эффективной отработкой винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Вервекин Андрей Валерьевич. - Ухта, 2015. -131 с.

22. Временная инструкция по первичному вскрытию и укреплению глинистых отложений при строительстве скважин на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова с учетом ранее пробуренных скважин на данном месторождении в 2017-2018 гг. ООО «РН-БашНИПИнефть» ПАО НК «Роснефть». - Уфа : ООО «РН-БашНИНИнефть», 2018.

23. Вяхирев, В. И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В. И. Вяхирев, В. П. Овчинников, П. В. Овчинников, В. В. Ипполитов, А. А. Фролов, Ю. С. Кузнецов, В. Ф. Янкевич, С. А. Уросов.

- М. : Недра, 2000. -134 с.

24. Газизов, Х. В. Исследование и разработка рецептур тампонажных материалов для повышения качества крепления скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» : тема № 7149 / Х. В. Газизов. - Уфа : ООО «Башнефть-Геопроект», 2010. - 120 с.

25. Газизов, Х. В. Методика определения сцепления цементного кольца со стенками скважины / Х. В. Газизов, Е. Л. Маликов // Сб. науч. тр. / Башгеопроект. - Уфа, 2008. - Вып. 120. - С. 199-201.

26. Газизов, Х. В. Опыт применения тампонажных материалов с расширяющимися свойствами при цементировании боковых стволов / Х. В. Газизов, Е. Л. Маликов, К. А. Перескоков // Бурение и нефть. - 2012. -№ 11. - С. 38-39.

27. Газизов, Х. В. Влияние расширяющих добавок на контракцию тампонажных цементов / Х. В. Газизов // Инженерная практика. - 2012. -№ 11. - С. 72 -75.

28. Газизов, Х. В. Испытания новых технологий для предотвращениягазопроявлений на месторождении «Амангельды» Республики Казахстан / Х. В. Газизов, Ш. Х. Газизов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. - Тюмень, 2010. - С. 423-429.

29. Газизов, Х. В. Изучение герметизирующих свойств расширяющегося тампонажного материала при различной глинизации зоны контакта цементного кольца с колонной / Х. В. Газизов, Ш. Х. Газизов, М.В. Голубев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. - Уфа: Изд-во «Новый стиль», 2007. - С. 94-96.

30. Гайдаров, М. М-Р. Разработка и промысловые испытания кольматантов для сохранения устойчивости потенциально неустойчивых пород / М.М-Р. Гайдаров, В.П Андреев, С. Б. Жарменов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 3 - С.30-33.

31. Гайдаров, М. М-Р. Устойчивость глин / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 10 - С.136-138.

32. Гайдаров, М. М-Р. Сохранение устойчивости глинистых пород путем гидрофобной кольматации / М.М-Р. Гайдаров, С.А. Кравцов, М.А. Юсупходжаев // Газовая промышленность. - 2007. - № 11 - С.87-90.

33. Галиев, А. Ф. Анализ процесса бурения скважины под техническую колонну на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова / А. Ф. Галиев, Ф. А. Агзамов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018. - № 9. - С. 9-14.

34. Галиев, А. Ф. Интегрированное решение по повышению качества крепления скважин в интервалах терригенных отложений / А. Ф. Галиев, И. Р. Рафиков, А. В. Самсыкин, Т. Р. Мардаганиев, Ф. А. Агзамов // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 9. - С. 29-33.

35. Галиев, А. Ф. Комплексное решение вопроса повышения качества

крепления скважин в терригенных отложениях / А. Ф. Галиев, И. Р. Рафиков, Т. Р. Мардаганиев, Ф. А. Агзамов // Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы : сб. науч. тр. (по матер. Междунар. науч.-практ. конф.). - Пермь : Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть». - 2019. - С. 236-242.

36. Галиев, А. Ф. Полимер-цементные тампонажные составы для ликвидации поглощений повышенной интенсивности / А. Ф. Галиев, А. В. Самсыкин // Исследования по актуальным проблемам добычи нефти и газа, промыслового обустройства и экологии : сб. докл. IV науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов ООО «БашНИПИнефть». - Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2014. - С. 72-76.

37. Галиев, А. Ф. Разработка изоляционных составов на основе цементно-полимерных композиций / А. Ф. Галиев, Г. Х. Музафарова, А. В. Самсыкин // Сб. тез. докл. науч.-техн. конф. молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть». - Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2013. - С. 36-38.

38. Галиев, А. Ф. Разработка полимерцементных составов для изоляции зон поглощений / А. Ф. Галиев, А. В. Самсыкин, Г. Х. Музафарова, Р. А. Мулюков, И. М. Борисов // Практические аспекты нефтепромысловой химии : сб. тез. докл. III Всеросс. науч.-практ. конф. - Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2013. - С. 17-19.

39. Галиев, А. Ф. Совершенствование тампонажных составов для борьбы с поглощениями повышенной интенсивности / А. В. Самсыкин, А. Ф. Галиев // Сб. тез. докл. науч.-техн. конф. молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть». - Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2014. - С. 60-61.

40. Галиев, А. Ф. Сравнительный анализ изоляционных составов для ликвидации зон поглощения при строительстве скважин / А. Ф. Галиев // СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ - 2012 : матер. XIII Междунар. молодеж. науч. конф. : в 6 ч. - Ухта : Изд-во УГТУ, 2013. - Ч. 5 : С. 11-14.

41. Галиев, А. Ф. Теоретические аспекты разработки цементно-полимерных составов для борьбы с высокоинтенсивными поглощениями /

А. Ф. Галиев, А. В. Самсыкин, Г. Х. Музафарова // Практические аспекты нефтепромысловой химии : сб. тез. докл. IV Всеросс. науч.-практ. конф. -Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2014. - С. 50-53.

42. Галиев, А. Ф. Анализ строительства интервала технической колонны на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова / А. Ф. Галиев, Ф. А. Агзамов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. -Вып. 4 (110). - С. 52-62.

43. Ганджумян, Р. А. Практические расчеты в разведочном бурении. -2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1986. - 253 с.

44. Ганджумян, Р. А. Математическая статистика в разведочном бурении : справ. пособие. - М. : Недра, 1990. - 188 с.

45. Гасумов, Р. А. Повышение качества цементирования скважин применением дисперсно-армированных тампонажных материалов / Р. А. Гасумов, Ю.С. Минченко // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 8. - С. 4-12.

46. Гилязов, Р. М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. -М. : Недра-Бизнессцентр, 2002. - 255 с.

47. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. - М., 1998. - 7 с.

48. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. - М., 1998. - 22 с.

49. Групповой рабочий проект № 526 на строительство горизонтальных скважин на месторождении им. Р. Требса / Проектная документация. ООО «БашНИПИнефть». - Уфа, 2015.

50. Групповой рабочий проект № 585 на строительство эксплуатационных наклонно направленных скважин на месторождении им. Р. Требса / Проектная документация. ООО «БашНИПИнефть». - Уфа, 2016.

51. Данюшевский, В. С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов / В. С. Данюшевский. - М. : Недра, 1978. - 293 с.

52. Данюшевский, В. С. Справочное руководство по тампонажным

материалам / В. С. Данюшевский, Р. М. Алиев, И. Ф.Толстых. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1984. - 373 с.

53. Детков, В. П. Влияние буферной жидкости на качество крепления скважин / В. П. Детков, А. Р. Хисматуллин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - № 3. - С. 33-39.

54. Детков, В. П. Некоторые вопросы повышения качества крепления скважин / В. П. Детков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 1. - С. 32-36.

55. Живаева, В. В. Методика определения факторов, влияющих на прочность адгезионной связи цементного камня с обсадной колонной / В. В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. - 2010. - № 5. - С. 36-38.

56. Живаева, В. В. Программное обеспечение для проведения анализа качества крепления нефтяных, газовых и газоконденсантных скважин /

B. В. Живаева, В. А. Котельников, В. В. Саляев, И. В. Доровских // Техника и технология экологически чистых производств : тез. докл. VI Междунар. симпозиума. - М., 2002. - С. 75-77.

57. Живаева, В. В. Статистическая обработка промысловых данных ГИС с целью подбора свойств тампонажного материала для улучшения качества цементирования скважин / В. В. Живаева, А. А. Иванов, А. С. Зудин, Н. А. Захаров // Тез. докл. IV Междунар. науч. симпозиума. - Томск, 2000. -

C. 403-404.

58. Иванов, А. И. Обоснование и разработка технологии и техники ликвидации катастрофических поглощений при бурении разведочных скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Иванов Андрей Игоревич. -Санкт-Петербург, 2009. - 126 с.

59. Иванова, Е. А. Гидрогели на основе акриламида и диаллилдиметиламмоний хлорида / Е. А. Иванова, Г. Х. Музафарова, З. Р. Садыкова // Студент и научно-технический прогресс. - Новосибирск, 2012. - С. 5-6.

60. Ишбаев, Г. Г. Разработка и опыт применения гельцементного бурового раствора Гель-Дрилл на Татышлинском месторождении Республики Башкортостан / Г. Г. Ишбаев, М. Р. Дильмиев, О. Г. Мамаева и др. // Бурение и нефть. - 2017. - IV. - С. 23-27.

61. Калашников, В. М. Промысловые испытания гидролизованного полиакриламида (гипана) при изоляции пластовых вод / В. М. Калашников, А. Ш. Газизов, И. Г. Юсупов // РНТС. Нефтепромысловое дело. - 1971. - № 5. - С. 3-5.

62. Каменских, С. В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие / С. В. Каменских, Ю. Л. Логачёв, А. В. Нор, Н. М. Уляшева, А. С. Фомин. - Ухта : УГТУ, 2014. - 231 с.

63. Каримов, И. Н. Разработка облегченных расширяющихся тампонажных цементов для крепления скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Каримов Ильшат Назифович. - Уфа, 2004. - 175 с.

64. Катеев, И. С. Исследование и разработка способов повышения качества крепления скважин в условиях эксплуатации нефтяных месторождений с заводнением пластов : дис. . канд. техн. наук / Катеев Ирек Сулейманович. - Бугульма, 1977. - 159 с.

65. Климов, Д. М. Механико-математическое и экспериментальное моделирование устойчивости скважин в анизотропных геосредах / Д. М. Климов, В. И. Карев, Ю. Ф. Коваленко, К. Б. Устинов // Механика твердого тела. - 2013. - № 4. - С. 4-12.

66. Кожевников, Е. В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления нефтяных скважин с протяженным горизонтальным участком, пробуренных с использованием роторных управляемых систем / Е. В. Кожевников, Н. И. Николаев, А. А. Мелехин, М. С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 9. - С. 58-60.

67. Козакова, К. С. Разработка тампонажного снаряда с усовершенствованным дозатором / К. С. Козакова // Матер. XIII Всеукр. науч.-техн. конф. студентов. - Донецк : ДонНТУ, 2013. - С. 35-36.

68. Комлева, С. Ф. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей / С. Ф. Комлева, И. Н. Каримов // Наука и технология углеводородных дисперсных систем : матер. II Междунар. симпозиума. - Уфа, 2000. - Т. 1. - С. 92-93.

69. Комлева, С. Ф. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей / С. Ф. Комлева, Б. С. Измухамбетов, О. Ф. Кондрашев, Н. А. Ногаев. - Уфа : Монография, 2008. - 184 с.

70. Круглицкий, Н. Н. Физико-химическая механика цементнополимерных композиций / Н. Н. Круглицкий, Г. П. Бойко. - Киев : Наукова думка, 1981. - С. 35-145.

71. Кузнецова, Е. В. Математическое планирование эксперимента : учеб.-метод. пособие. - Пермь : Перм. гос. техн. ун-т, 2011. - 35 с.

72. Кукин, В. В. Фильтрационные характеристики растворов полиакраламида (ПАА) / В. В. Кукин, А. И. Швецов // Тр. Куйбышев. НИИ НП. - М., 1968. - С. 18-31.

73. Куницких, А. А. Исследование и разработка расширяющих добавок для тампонажных составов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - № 16. - С. 46-53.

74. Курочкин, Б. М. Перспективы применения гидрофобного полимерного тампонажного состава для крепления горизонтальных скважин и боковых стволов / Б. М. Курочкин, А. Я. Вакула, Б. К. Басов, Н. Г. Котельников // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 1. - С. 54-56.

75. Левинсон, Л. М. Проектирование профилей наклонно-направленных и горизонтальных скважин с помощью программных продуктов : учеб. пособие / Л. М. Левинсон, К. Ф. Габдрахманова, С. С. Зиганшин. - М. : Издат. дом Акад. естествознания, 2014. - 111 с.

76. Левинсон, Л. М. Технология бурения и навигация сложнопрофильных скважин : учеб. пособие / Л. М. Левинсон, Г. К. Чуктуров, Ф. Х. Мухаметов, М. Л. Левинсон. - Уфа : ООО «Монография», 2016. - 164 с.

77. Лукманов, Р. Р. Предупреждение поглощений тампонажных

растворов и крепление скважин на месторождениях ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» / Р. Р. Лукманов, Д. Л. Бакиров, В. А. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - № 11. - С. 25-30.

78. Лю, Хаоя. Исследование влияния глинистой корки на качество сцепления цементного камня с породой / Хаоя Лю, С. Ш. Табатабаи Моради, Н. Н. Николаев // Инженер нефтяник. - 2015. - № 2. - С. 22-35.

79. Мавлютов, М. Р. Причины неудачного цементирования скважин на Туймазинском месторождении / М. Р. Мавлютов, В. М. Рябов, Д. А. Бернштейн // Обз. инф. Сер. «Бурение». - 1967. - № 8. - С. 24-27.

80. Минаев, К. М. Облегченные вермикулитсодержащие тампонажные растворы / К. М. Минаев, В. М. Горбенко // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 2.

- С. 28-31.

81. Множественная регрессия [Электронный ресурс]. Уравнение регрессии. - URL : http://works.doklad.ru/view/7jMq53R-dAk/all.html.

82. Мухачев, В. А. Планирование и обработка результатов эксперимента : учеб. пособие. - Томск : Томский государственный университет систем управления и радиоэлектроники, 2007. - 118 с.

83. Нижник, А. Е. Использование эффективных буферных жидкостей

- залог качественного цементирования обсадных колонн / А. Е. Нижник, Т. В. Шамина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - № 5. - С. 28-31.

84. Николаев, Н. И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой / Н. И. Николаев, Х. Лю, Е. В. Кожевников // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - № 18. - С. 16-22.

85. Николаев, Н. И. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками / Н. И. Николаев, Е. В. Кожевников // Вестник ПНИПУ. Геология : Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - № 11. - С. 29-33.

86. Николаев, Н. И. Результаты исследований моющих свойств утяжеленных буферных жидкостей / Н. И. Николаев, С. Ш. Табатабаи Моради

// Инженер-нефтяник. - 2014. - № 3. - С. 33-35.

87. Николаев, Н. И. Экспериментальные исследования свойств полимер-глинистых и полимерцементных составов для тампонирования скважин / Н. И. Николаев, Н. Ю. Нифонтов, Д. А. Валуев, Д. А. Дернов, Р. А. Усманов, Р. Р. Тойб // Сб. докл. 14-ой Междунар. конф. по науке и технике. - Краков : Краковская горная академия, 2004. - С. 97-99.

88. Овчинников, В. П. Справочник бурового мастера : учеб.-практ. пособие / В. П. Овчинников, С. И. Грачев, А. А. Фролов. - М. : Инфра-Инженерия, 2006. - Т. II : 608 с.

89. Овчинников, В. П. Технология бурения нефтяных и газовых скважин : учебник для студентов вузов / В. П. Овчинников, Ф. А. Агзамов, Т. О. Акбулатов. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2017. - Т. 3 : 576 с.

90. Овчинников, В. П. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня : учеб. пособие для вузов / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова, П. В. Овчинников. - Тюмень : Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007. - 366 с.

91. Овчинников, П. В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / П. В. Овчинников, В. Г. Кузнецов, А. А. Фролов, В. П. Овчинников, А. А. Шатов, В. И. Урманчеев. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 115 с.

92. Отчет о НИР ООО «БашНИПИнефть : Разработка и внедрение новых технологий для бурения горизонтальных скважин на два продуктивных горизонта (D1op2+D1op3 на месторождении им. А. Титова и D1op3+S2gr1 на месторождении им. Р. Требса). Этап 1 (Часть 1). ООО «БашНИПИнефть». - Уфа, 2016. - 76 с.

93. П2-05.01 ТИ-1208 версия 1.00 Технологической инструкции компании «Крепление скважин», ПАО НК «Роснефть». - 2016.

94. Папков, С. П. Новые технологии получения облегченных промывочных жидкостей и облегченных тампонажных растворов. Стеклянные микросферы 3М - новейшие разработки / С. П. Папков // Нефть. Газ. Новации.

- 2016. - № 3. - С. 58-61.

95. Паркер, П. М. Цементирование скважин при низких скоростях замещения бурового раствора / П. М. Паркер / РНТС. Сер. «Бурение». - М. : ВНИИОЭНГ, 1969. - № 12. - С. 25-27.

96. Пат. 2007546 Российская Федерация, МПК 7 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченных тампонажных растворов / Каримов Н. Х., Агзамов Ф. А., Шарипов А. У., Хаиров Г. Б., Каримов И. Н. ; патентообладатель Конструкторско-технологическое бюро технических средств бурения скважин. - № 92 5027876 ; заявл. 17.02.1992.

97. Пат. 2119040 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/138, С 09 К 7/02. Буферная жидкость / Мавлютов М. Р., Катеев Р. И., Хамидуллин Р. К., Кашапов С. А., Шаяхметов А. Ш. ; заявитель и патентообладатель Малое внедренческое предприятие «Экобур». - № 96112730/03 ; заявл. 25.06.1996 ; опубл. 20.09.1998, Бюл. № 26.

98. Пат. 2136845 Российская Федерация, МПК 7 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Каримов Н. Х., Агзамов Ф. А., Акчурин Х. И., Долгих Ф. А., Шкаретный В. И., Газизов Х. В., Каримов И. Н. ; заявитель и патентообладатель Научно-производственное предприятие «Азимут». -№ 97122217/03 ; заявл. 23.12.1997 ; опубл. 10.09.1999.

99. Пат. 2292374 Российская Федерация, МПК 51 С 09 К 8/473. Облегченный тампонажный цемент и способ его получения / Акчурин Х. И., Каримов Н. Х., Мяжитов Р. С., Каримов И. Н., Алибаев И. А., Берг Ю. А., Никитин С. В., Агзамов Ф. А., Шамсиев Р. А.; патентообладатель ООО «Цементные технологии». - 2004135829/03 ; заявл. 07.12.2004 ; опубл. 27.01.07., Бюл. № 3.

100. Подъячев, А. А. Обоснование и разработка математической модели оценки устойчивости ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Подъячев Алексей Александрович. - Самара, 2015. - 101 с.

101. Поляков, В. И. Технология и техника борьбы с поглощением при

бурении скважин / В. И. Поляков, М. Р. Мавлютов, Л. А. Алексеев,

B. А. Колодкин. - Уфа : Китап, 1998. - 187 с.

102. Попов, К. Н. Полимерные и полимерцементные бетоны, растворы и мастики : учеб. пособие / К. Н. Попов. - М. : Высшая школа, 1987. - С. 9-30.

103. РД 16-15283860-008-2004. Крепление скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть». - Уфа : ООО «ИК БашНИПИнефть», 2004. - 120 с.

104. Рогов, Е. А. Разработка новой буферной жидкости для цементирования скважин / Е. А. Рогов, В. В. Грачев, Е. Г. Леонов и др. // Бурение и нефть. - 2003. - № 9. - С. 22-25.

105. Рожков, В. П. Сила сцепления расширяющегося тампонажного камня со стальной поверхностью на сдвиг и отрыв / В. П. Рожков, Е. А. Корочевский, А. Л. Неверов // Разведка и охрана недр. - 2014. - № 1. -

C. 51-54.

106. Рябоконь, С. А. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С. А. Рябоконь, М. О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько // Нефтяное хозяйство. -2003. - № 4. - С. 98-101.

107. Савоськин, С. В. Наклонно-направленное разведочное бурение : преимущества, проблемы и способы их решения / С. В. Савоськин // Геология, география и глобальная энергия. - 2014. - № 4 (55). - С. 57-68.

108. Самсоненко, А. В. Новый порошкообразный расширяющийся тампонажный материал для низких температур / А. В. Самсоненко, И. В. Самсоненко, С. Л. Симонянц, К. С. Двукраев, Н. В. Самсоненко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - С. 35-38.

109. Самсоненко, А. В. Результаты применения новых порошкообразных материалов при цементировании обсадных колонн на площадях Пермского края / А. В. Самсоненко, С. Л. Симолянц, К. С. Двукраев и др. // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - 2011. - № 2. - С. 31-34.

110. Самсоненко, А. В. Разработка порошкообразных смесей и

технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Самсоненко Александр Владимирович. -М., 2011. - 200 с.

111. Самсыкин, А. В. Анализ осложнений при бурении на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и подбор решений для их ликвидации / А. В. Самсыкин, А. Ф. Галиев, Р. А. Мулюков // Практические аспекты нефтепромысловой химии : тез. докл. V Всеросс. науч.-практ. конф. - Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2015. - С. 67-70.

112. Самсыкин, А. В. Оценка влияния динамических нагрузок на формирование требований к свойствам цементного камня / А. В. Самсыкин,

A. Ф. Галиев, Ф. А. Агзамов, М. А. Тихонов, Ф. У. Еникеев, А. В. Самсыкина // Нефтегазовое дело. - 2012. - Т. 10. - № 1. - С. 8-12.

113. Самсыкин, А. В. Разработка композиционных тампонажных составов повышенной сопротивляемости динамическим воздействиям для сохранения герметичности крепи скважин : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.15 / Самсыкин Алексей Викторович. - Уфа, 2010. - 247 с.

114. Сафарханов, Р. Р. Повышение качества крепления скважин путем оптимизации составов буферной жидкости / Р. Р. Сафарханов, Е. М. Нестеров, Н. Г. Деминская // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 11. - С. 43-45.

115. Системы жидкостей заканчивания и реагенты, растворы для первичного вскрытия продуктивных пластов, разрушители корки, оборудование фильтрации и специализированные инструменты. Редакция 5 М1 Swaco. - 31.12.2019. - 39 с.

116. Спирин, В. И. Анализ причин поглощений и успешности технологий их устранения (на примере месторождений Башкортостана) /

B. И. Спирин, А. В. Самсыкин, А. Ф. Галиев // Практические аспекты нефтепромысловой химии : тез. докл. VIII Междунар. науч.-практ. конф. -Уфа : Изд-во БашНИПИнефть, 2018. - С. 148-149.

117. Табатабаи Моради, С. Ш. Буферная жидкость для цементирования

обсадных колонн в условиях высоких давлений и температур / С. Ш. Табатабаи Моради, Н. И. Николаев // 8РБ-171282-Ш. - 2014. - С. 1-9.

118. Табатабаи Моради, С. Ш. Разработка седиментационно-устойчивых утяжеленных тампонажных составов для крепления наклонно направленных скважин / С. Ш. Табатабаи Моради, Н. И. Николаев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2016. - № 2. - С. 39-41.

119. Табатабаи Моради, С. Ш. Тампонажный материал для цементирования наклонно направленных скважин в условиях высоких давлений и температур / С. Ш. Табатабаи Моради, Н. И. Николаев, Дж. Р. Эрнандес Рекена // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2017. - № 1. - С. 39-43.

120. Тихомиров, В. В. Планирование и анализ эксперимента (при проведении исследований в легкой и текстильной промышленности) /

B. В. Тихомиров. - М. : Легкая индустрия, 1974. - 263 с.

121. Токунов, В. И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В. И. Токунов, А. З. Саушин. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2004. - 711 с.

122. Усов, Б. А. Механизм действия функциональных добавок при гидратации и твердении сухих строительных смесей / Б. А. Усов,

C. Ю. Акимов // Системные технологии. - 2015. - № 4 (17). - С. 23-35.

123. ФНиП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». - 2013. (с изм. 2015.). - 288 с.

124. Цивинский, Д. Н. Прогнозирование межпластовых перетоков и устьевых проявлений при строительстве нефтегазовых скважин методом математического моделирования процессов и оценки состояния цементной оболочки / Д. Н. Цивинский, К. А. Шишканов, М. Д. Зайко // Математическое моделирование физико-химических процессов : тез. докл. Всеросс. конф. молодых ученых. - Пермь, 1996. - С. 80.

125. Черкасов, Д. В. Портландцементы с добавкой модифицированных диатомитов и композиты на их основе : дис. . канд. техн. наук : 05.23.05 /

Черкасов Дмитрий Васильевич. - Саранск, 2014. - 176 с.

126. Черкинский, Ю. С. Полимерцементный бетон / Ю. С. Черкинский. -М. : Госстойиздат, 1960. - С. 65-116.

127. Шамина, Т. В. Использование эффективных буферных жидкостей -залог качественного цементирования обсадных колонн / Т. В. Шамина, А. Е. Нижник // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - № 5. - С. 45-46.

128. Шамина, Т. В. Применение новых эффективных буферных жидкостей - залог качественного цементирования обсадных колонн / Т. В. Шамина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 9. - С. 39-41.

129. Шарова, О. Ю. Методики подбора комплексных сухих смесей кольматантов для предупреждения и ликвидации зон осложнений / О. Ю. Шарова, А. Ф. Галиев, А. В. Самсыкин, Р. А. Мулюков, Ф. А. Агзамов, А. В. Самсыкина // Территория Нефтегаз. - 2012. - № 5. - С. 34-37.

130. Щищенко, Р. И. Практическая гидравлика в бурении / Р. И. Щищенко, Б. И. Есьман. - М. : Недра, 1966. - 319 с.

131. Юсупов, И. Г. Полимерцементные вяжущие для приготовления тампонажного раствора : авт. св. № 326157 / И. Г. Юсупов // Открытия, изобретения, пром. образцы, тов. знаки. - 1972. - № 4. - С. 70.

132. Юшков, И. А. Тампонажные смеси : учеб. пособие / И. А. Юшков. -Донецк : ДонНТУ, 2008. - 52 с.

133. Ярмухаметов, И. И. Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях Урало-Поволжья / И. И. Ярмухаметов, Ф. А. Агзамов, А. В. Самсыкин, А. Ф. Галиев // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 5. -С. 26-31.

134. Adamson, K. High-Pressure, High-Temperature Well Construction / K. Adamson, G. Birch, E. Gao, S. Hand // Oilfield Review. - 1998. - Vol. 10. -No. 2. - P. 36-49.

135. Al-Ajmi, A. M. Stability Analysis of Vertical Boreholes Using the Mogi-Coulomb Failure Criterion / A. M. Al-Ajmi, R. W. Zimmerman // Int. J. Rock Mech. & Min. Sci. - 2006. - Vol. 43. - No. 8. - P. 1200-1211.

136. Allahverdi, A. An Experimental Investigation on Improving the Medium and Late-Age Compressive Strengths of Class G Oil Well Cement / A. Allahverdi, E. Najafi Kani, S. Soltani // Journal of Petroleum Science and Technology. - 2013. - Vol. 3. - No. 1. - P. 1-7.

137. API TR 10TR2-1997. Shrinkage and Expansion in Oil Well Cements. -

1997.

138. Bezjak, A. Kinetics Analysis of Cement Hydration Including Various Mechanistic Concepts. 1. Theoretical Development / A. K. Bezjak // Cem. and Concr. Res. - 1983. - No. 3. - P. 308-318.

139. Denton, R. W. Polymer Squeese Cuts Water Oil Raties / R. W. Denton, Y. Petr. - 1973. - Vol. 45. - No. 1. - P. 52-56.

140. Nelson, E. B. Well Cementing / E. B. Nelson, D. Guillot. -Schlumberger, 2006. -799 p.

141. Fennis, S. A. A. M. Using Particle Packing Technology for Sustainable Concrete Mixture Design / S. A. A. M. Fennis, J. C. Walraven // HERON. - 2012. -Vol. 57. - No. 2. - P. 73-101.

142. He, S. Effects of Fluid Seepage on Wellbore Stability of Horizontal Wells Drilled Underbalanced / S. He, W. Wang, M. Tang, B. Hu, W. Xue // J. Nat. Gas Sci. Eng. - 2014. - Vol. 21. - P. 338-347.

143. ISO 10426-1:2000. Petroleum and Natural Gas Industries. Cements and Materials for Well Cementing. Part 1 : Specification. - German Version EN ISO 10426-1:2000.

144. Kanfar, M. F. Effect of Material Anisotropy on Time-Dependent Wellbore Stability / M. F. Kanfar, Z. Chen, S. S. Rahman // Int. J. Rock Mech. & Min. Sci. - 2015. - Vol. 78. - P. 36-45.

145. Tsuchida, E. Effects of Macromollcular Matrix on the Process of Radical Polymerization on Ionizabic Monomers / E. Tsuchida, O. Yosito // Z. Polym. Chem.

Ed. - 1975. - Vol. 13. - No. 12. - P. 559-569.

146. Yuan, J. Technical Difficulties in the Cementing of Horizontal Shale Gas Wells in Weiyuan Block and the Counter Measures / J. Yuan, Y. Yu, S. Liu, M. Xu, L. Li, J. Shen // Natural Gas Industry. - 2016. - Vol. 3. - No. 3. - P. 260-268.

147. Zhang, J. Maintaining the Stability of Deviated and Horizontal Wells : Effects of Mechanical, Chemical, and Thermal Phenomena on Well Designs / J. Zhang, M. Yu, T. M. Al-Bazali, S. Ong, M. E. Chenevert, M. M. Sharma, D. E. Clark // SPE 100202. SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition, 5-7 December, Beijing, China. - 2006. - 12 p. - D0I.org/10.2118/100202-MS.

Временная инструкция по первичному вскрытию и укреплению глинистых отложений при строительстве скважин на месторождениях имени Р. Требса

и А. Титова ООО «Башнефть-Полюс»

Рисунок А.1 - Титульный лист

СОДЕРЖАНИЕ

1 Общие положения 4

2 Методика оценки готовности технического состояния ствола скважины к креплению с использованием цветовых кластеров 4

3 Пример расчета оценки готовности ствола скважины к креплению 7

4 Выводы и рекомендации 20

Временная инструкция разработана на основании заказа от отдела технологии и инжиниринга ООО «Башнефть-Полюс» по инициативе управления проектирования и мониторинга строительства скважин ООО «РН-БашНИПИнефть». Предпосылками оказания услуг являются задачи Заказчика по контролю качества строительства скважин в цикле бурения под секцию технической колонны связанных с выполнением комплекса технологических операций в соответствии с проектной документацией и оценки соответствия реализованных технических решений. Направлен на повышение качества и снижения риска возникновения осложнений и аварийных ситуаций с использованием промысловых данных, полученных при строительстве скважин на месторождениях им. Р.Требса и А.Титова с 2013-2018 гг.

В инструкции указаны: общие положения, методика оценки готовности технического состояния ствола скважины к креплению с использованием цветовых кластеров; пример расчета оценки готовности ствола скважины к креплению и выданы рекомендации по оптимизации процесса бурения и крепления под секцию технической колонны на месторождениях им. Р.Требса и А.Титова.

Исполнители: Галиев А.Ф. ведущий инженер отдела мониторинга и авторского сопровождения строительства скважин и эксперты управления проектирования и мониторинга строительства скважин

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01.01.2019 г. Срок действия до31.12.2019 г.

На основе расчетов дана оценка подготовки ствола скважины к креплению и по результатам расчетов сделаны следующие рекомендации:

Месторождение им. А.Титова:

1) В интервале 510-1010 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 32 м/ч при бурении долотом PDC ВТ №1, режимы бурения: осевая нагрузка 1-5т, давление 80-136 атм, с расходом 45-48 л/с, при количество обороте 40-70 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18);

-наименьшая осложненность ствола скважины при ЗУ 20° с плотностью 1,11 г/см , УВ 68 с, фильтратоотдача 5,6 мл/30 мин с использованием ингибиторов и инкапсуляторов № 1-1 кг/м3,

3 3

№ 2-0, № 3-0,9 кг/м , № 4-0, № 5-4,6 кг/м . Интервал тех СПО на данной скважине проводили через 696 м после 2,4 сут непрерывного бурения и прорабатывали 1 р перед наращиванием (данные из скважины 162Аг куст 19);

2) В интервале 1010-1310 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 37,5 м/ч при бурении долотом PDC ВТ №2, режимы бурения: осевая нагрузка 2-9 т, давление 143-160 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 60-70 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18); -при ЗУ 27° с плотностью

1,14 г/см3, УВ 50 с, фильтратоотдача 6 мл/30мин с использованием

3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-1 кг/м , № 2-0, № 3-1,1 кг/м , № 4-0, № 5-0. Тех СПО через 998 м после 2,3 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 110Аг куст 23);

3) В интервале 1310-1850 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 32 м/ч при бурении долотом PDC №2, режимы бурения: осевая нагрузка 4 т, давление 150-180 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18); -при ЗУ 23° с плотностью

1,20 г/см3, УВ 50-51

с, фильтратоотдача 5,4 мл/30мин с

использованием ингибиторов и инкапсуляторов № 1-3 кг/м3, № 2-4,1 кг/м3, № 3-3,2 кг/м3, № 43 3

0,6 кг/м3, № 5-13 кг/м3. Тех СПО

через 345 м после 1 сут прорабатывали 2 р (данные из

скважины 162Аг куст 19);

4) В интервале 1850-2250 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 49 м/ч при бурении долотом PDC №2 режимы бурения: осевая нагрузка 5-9 т, давление 190-205 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18);

-ЗУ 23° с плотностью 1,19 г/см , УВ 54 с, фильтратоотдача 4,6 мл/30мин с использованием

3 3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-4 кг/м , № 2-7,2 кг/м , № 3-4,1 кг/м , № 4-1,3 кг/м , № 513 кг/м3. Тех СПО

через 297 м после 1,15 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 132Аг

куст 19);

5) В интервале 2250-2339 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 23,7 м/ч при бурении долотом PDC ВТ №2, режимы бурения: осевая нагрузка 8 т, давление 205 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18);

-при ЗУ 23° с плотностью 1,20 г/см , УВ 57 с, фильтратоотдача 4,5 мл/30мин с использованием

3 3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-4 кг/м , № 2-8,6 кг/м , № 3-4,2 кг/м , № 4-1,2 кг/м , № 513,1 кг/м3. Тех СПО

через 343 м после 2 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 132Аг

куст 29);

6) В интервале 2339-до забоя м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 14,3 м/ч при бурении долотом PDC №2, режимы бурения: осевая нагрузка 8-12 т, давление 205-225 атм, с расходом 49-50 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 102Аг куст 18);

-ЗУ 23° с плотностью 1,22 г/см , УВ 54-56 с, фильтратоотдача 4,5 мл/30мин с использованием

3 3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-4 кг/м , № 2-9,9 кг/м , № 3-4,2 кг/м , № 4-1,4 кг/м , № 5-

14,2 кг/м3. Тех СПО

через 343 м после 2 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 132Аг

куст 19);

Месторождение им. Р.Требса:

1) В интервале 510-1010 м: -средняя механическая скорость бурения достигнута 33м/ч при бурении долотом PDC ВТ №3, режимы бурения: осевая нагрузка 2,5-3 т, давление 92-122 атм, с расходом 45-50 л/с, при количество обороте 49-57 об/мин (данные из скважины 210Бг куст 28);

-ЗУ 12° с плотностью 1,11-1,13г/см , УВ 51-60с, фильтратоотдача 5,5 мл/30мин с использованием ингибиторов и инкапсуляторов № 1-0,8 кг/м3, № 2-0, № 3-0,47 кг/м3, № 4-0,

"3

№ 5-4,2 кг/м3. Тех СПО

через 996 м после 3,21 сут прорабатывали 2 р перед наращиванием (данные из скважины 207Бг куст 18);

2) В интервале 1010-1310 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 36м/ч при бурении долотом PDC №3, режимы бурения: осевая нагрузка 2-5 т, давление 108-113 атм, с расходом 47 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 207Бг куст 18);

-ЗУ 16° с плотностью 1,13 г/см3, УВ 55 с, фильтратоотдача 4,8 мл/30мин с использованием

3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-2,4 кг/м , № 2-1,3 кг/м , № 3-2,2 кг/м , № 4-0, № 55,8 кг/м3. Тех СПО проводили через 996 м после 3,21 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 207Бг куст 18);

3) В интервале 1310-1850 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 40 м/ч при бурении долотом PDC ВТ №1, режимы бурения: осевая нагрузка 5 т, давление 160 атм, с расходом 52 л/с, при количество обороте 60 об/мин (данные из скважины 210Бг куст 28);

-ЗУ 17° с плотностью 1,16 г/см , УВ 55 с, фильтратоотдача 5 мл/30мин с использованием

3 3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-4,6 кг/м , № 2-7 кг/м , № 3-5,4 кг/м , № 4-0,9 кг/м , № 52 кг/м3. Тех СПО

через 300 м после 0,74 сут прорабатывали 3 р (данные из скважины 210Бг

куст 28);

4) В интервале 1850-2250 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 40 м/ч при бурении долотом №4, режимы бурения: осевая нагрузка 2-10 т, давление 155-167 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 40-70 об/мин (данные из скважины 207Бг куст 18);

-ЗУ 21° с плотностью 1,2-1,21 г/см , УВ 52-59 с, фильтратоотдача 5,2 мл/30мин с

3 3 3

использованием ингибиторов и инкапсуляторов № 1-3,6 кг/м , № 2-7,3 кг/м , № 3-3,9 кг/м ,

3 3

№ 4-1,8 кг/м3, № 5-10 кг/м3. Тех СПО

через 100 м после 1 сут и прорабатывали 3 р (данные из

скважины 209Бг куст 28);

5) В интервале 2250-2339 м:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 29,6 м/ч при бурении долотом PDC №4 режимы бурения: осевая нагрузка 6-9 т, давление 170-220 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 70 об/мин (данные из скважины 209Бг куст 28);

-ЗУ 16° с плотностью 1,19 г/см , УВ 59-60 с, фильтратоотдача 4,2 мл/30мин с использованием

3 3 3 3

ингибиторов и инкапсуляторов № 1-7,3 кг/м , № 2-12,3 кг/м , № 3-5,8 кг/м , № 4-0 кг/м , № 5-

"3

18,4 кг/м3. Тех СПО

проводили через 289 м после 1,39 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 207Бг куст 18);

6) В интервале 2339 м-до забоя:

-средняя механическая скорость бурения достигнута 29,6 м/ч при бурении долотом PDC №2 режимы бурения: осевая нагрузка 8-16т, давление 210-226 атм, с расходом 50 л/с, при количество обороте 70 об/мин (данные из скважины 209Бг куст 28);

"3

-ЗУ 21° с плотностью 1,19-1,20 г/см , УВ 54-60 с, фильтратоотдача 4,8 мл/30мин с

3 3 3

использованием ингибиторов и инкапсуляторов № 1-4,1 кг/м , № 2-7,7 кг/м , № 3-3,8 кг/м ,

3 3

№ 4-1,5 кг/м3, № 5-11,7 кг/м3. Тех СПО проводили через 197 м после 1 сут прорабатывали 2 р (данные из скважины 209Бг куст 28).

В ходе выполнения рекомендаций были отмечены факторы, которые могут вносить неопределенность в результаты расчетов. Эти факторы, прежде всего расход ингибиторов других сервисных компаний, которые на данных месторождениях подрядчик по буровым раствором не будет использовать.

4 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Одним из важных критериев осложняющий ствол скважины является время дополнительной циркуляции. Анализ баланса времени показывает, что общее время циркуляции на каждой свече, включающее в себя время с момента запуска насоса после наращивания, время бурения свечи плюс время проработки перед наращиванием неравномерно. Во время одного из долблений выполнялись в среднем в полтора раза дольше обычного. Видно, что время проработки свечи не привязано к скорости бурения. Данный критерий позволит уложиться во временной диапазон, с наименьшими осложнениями либо как минимум снизить время воздействия на породы. Сэкономленный потенциал может быть использован для дополнительной проработки там, где это действительно необходим. Хотелось бы напомнить: шлам вымывается только с циркуляцией не шаблонировкой. Движение бурильного инструмента приводит к нарушению структуры геля и провоцирует оседание шлама в последующим сползание к забою.

В целом основные затраты времени, которые можно оптимизировать отмечены ниже:

1. С учетом переслаиваемого литологического состава разбуриваемых пород для бурения секции за один рейс и исключения риска катастрофического износа бурильных головок оптимизировать режим бурения с учетом опыта ранее пробуренных скважин.

2. Перед началом работ проверить работоспособность буровых насосов с учетом плановой производительности.

3. При проведении совещания «Бурение на бумаге» по вновь забуриваемым скважинам учитывать литологический состав разбуриваемых пород и внедрение собранных опыта предыдущих скважин. Обновление данных по результатам бурения каждой скважины.

4. В случае, если при подъеме из скважины происходит перелив бурового раствора или появляется на виброситах большое количество обвального шлама увеличить промывку ствола скважины до максимальной (до полного вымыва забойной пачки).

5. Снижение времени промывки до расчетно обоснованных значений (с учетом времени промывки на свечу).

6. Использование статистических сведений использованных для анализа и выявление потерь времени на дополнительных операциях. Формирование тактики шаблонировок, прямых и обратных проработок.

7. Постоянный контроль параметров бурового раствора. До начала работ (в обязательном порядке) произвести контрольный замер параметров бурового раствора, составить акт.

8. Выявление зашламленности ствола скважины оценивать по тенденции весов, крутящего момента и давления во время бурения.

Справки о внедрении в прозводство

Рисунок Б.1 - Справка о внедрении в ООО «РН-БашНИПИнефть»

Рисунок Б.2 - Справка о внедрении в ООО «Башнефть-Полюс»

Справка о внедрении в учебный процесс

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ФГБОУ ВО "УГНТУ")

уп. Кос штата. 1. г. Уфа. ГгслЛдта Еаотргоспп. 450061 Ты.: |М7) 2« «3-70. фес: <М7) 24)14-11 1яп ■■','»•» ИНН Ю?7006174. ОГРН 111К1Л1КРЧ016. ОКПО «0ОМ4Ы. КПП «37701001

На №

и

В диссертационный совет Д 212.289.04 при ФГБОУ ВО «УГНТУ» 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

СПРАВКА

о внедрении результатов диссертационной работы Галиева Алмаза Физратовича по теме: «Комплексное решение вопроса повышения качества крепления скважин в терригенных отложениях», специальность 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

По результатам диссертационной работы Галиева А.Ф.. выполненной на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» в ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» разработана методика «Оценка технического состояния ствола скважины в процессе бурения», позволяющая определять интервалы наибольшего риска обвалообразования и возникновения прихватов, позволяющая исключить последующие осложнения при спуске обсадных колонн и нх цеме1гтированми, которая используется в учебном процессе при подготовке бакалавров и магистров, обучающихся по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по дисциплине «Заканчивание и крепление скважин».

Проректор по учеЦ^фЙ работе д.т.н.,

кШ ШШШЬ

ш

^чузг „у*г»

™ ш

И.Г. Ибрагимов

Рисунок В.1 - Справка о внедрении в ФГБОУ ВО «УГНТУ»

Расчет экономической эффективности

УТВЕРЖДАЮ

Начальник отдела

технологии и инжиниринга ООО

<<Бэфшефтъ-1&люс»

/ А. У. Керейтов

« 26»^ 01 2021 г.

Для предъявления в диссертационный Совет при Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Расчет экономической эффективности

от проведения опытно-промысловых испытаний по способу повышения качества крепления скважин применением технологии подавления гндратацноннои активности терригенных отложении при строительстве скважины 2128 г куст 24 месторождения имени Р.Требса

При строительстве скважины 2128 г куст 24 месторождения имени Р. Требса ООО «Башнефтъ-Полюс» с участием сотрудника отдела мониторинга и авторского сопровождения строительства скважин ООО «РН-БашНИПИнефть» Галнева Алмаза Фнзратовнча внедрен разработанный способ повышения качества крепления скважин применением технологии подавления шдрагацнонной активно стн террнгенных отложений. Применение указанной технологии позволило пробурить скважину до проектного забоя. Осыпей н обвалов стенок скважины, наличия обвального шлама на виброситах при бурении не отмечено.

Для оценки экономической эффективности снижения стоимости применения ингибиторов (ннклпсуляторов, мнкрокольматантов) в буровом растворе проведен сравнительный анализ затрат в сравнении с аналогичными базовыми скважинами пробуренными на данном кусту. Стоимость рекомендованной рецептуры ингибиторов (инкапсуляторов, мнкрокольматантов) в буровом растворе в цикле бурения под промежуточную колонну составляет 660069 руб., согласно базовых скважин 718533 руб. Бремя на ликвидацию осложнений при буреннн на данном типе растворе в среднем составляет 83 ч на скважин}', вместо 132 ч по базовой рецептуре.

Технико-экономические показатели по скважина:/ приведены в Таблице 1 бачанс календарного времени, в Таблице 2 расход н стоимость ингибиторов (ннкапсуляторов: мнкрокальматартов) пробуренным в рамках ОПИпо сравнению с базовым на данном кусту.

'аблица 1 - Баланс календарного времени

Показатели Елинпна измерения Базовая Сквакнва 2128г

О-йшее время ч сут * 534,75 22.2 & 100.00 491,5 8 20.4Ё 100.00

Прошвол тельное время ч сут % 522.17 21,76 97.70 468.16 1.9,51 95,20

1 | £ За 1 Рн Работы по прохотке ч сут * 151.41 6.31 28.30 229,53 9,58 46.80

Механическое бурение ствола скважины ч сут * 107,50 4.48 20.10 82,16 342 16.70

Спуско-подъемные операции ч сут % 32.08 1.34 6.00 136.58 5 69 27.80

Наращивание ч сут * 11,33 0.49 2.20 110В 046 2,30

5 г и 1 л и 6 0 1 Вспомогательные работы ч сут * 183,99 7,67 34.40 113,00 471 23.00

Промывка скважины в процессе бурения ч сут % 65,91 2.75 12.30 42,83 1.78 3,70

Проработка сшажины в пропессе буржня ч сут * 65,58 2.73 12.30 40,16 1:67 5,20

Прочие вспомогательные работы {сборка н разборка элементов КНБК) ч сут * 52.50 2.19 9.80 30.00 1.25 610

£ Е * £ и V У и □ I Крепление скважины ч сут % 186,77 7.78 34,9 125,33 5Д2 25.50

Проработка. промывка, шаблоиировка перед спуежоы обсадной колонны ч сут * 105,02 4.37 19.60 65,00 2,71 1.3,20

Подготовительные работы н спуск обсалнои копснны ч сут * 81,75 3.41 15,30 60,33 2,51 1.2,10

Непроизводительное время (ликвидация отказа ГЗД. ремонтные работы сверх установленного лимита) ч сут % 12.58 0.52 2.40 23,41 [1.98 4 71

Расчет затрат на проведение профитактнческнх работ проводился по следующей формуле:

А - стоимость 1 ч работы буровой установки (БУ) (без НДС) 100000 руб. ч: Т^. Тп — продолжительность строительства сква;кнны. сут: Т = Т1-Т1 (1)

Г = 22,28-20,43= 1,3 сут;

& = Т ■ А5 (2)

& = 1.8-24-100000 = 4320000 руб.

Таблица 2 - Расход и стоимость ингибиторов (ннкапсуляторов, микр окал ъм ат арт ов)

Наименование Ра cxoq: и/ы3 Стоимость за 1 кгм5

Базовая 2128т Разница ы/у БаЗШЖ SÍ®212Sr Цены Упаковка, gf Базовая 2128т

№ 1 8 1 7 4649 240 155 19

№2 0 1Э -10 13241 225 0 589

№ 3 8 83 -0,3 2651 25 848 880

№4 4 4,7 -0,7 5539 25 886 1041

№ 6 12 0 12 18000 250 864 0

Общи сумма 2753 2529

Экономический эффект от снижения стоимости ингибиторов (ннкапсулят ор ов. микр окальм ат арт об)

с = (Ci-C2)B (2)

Cl,Cj — стоимость ингибиторов, руб. за 1 кг/м3 В - общий о бьем бурового раствора, м3 С = (2753-2529)-261 =58464 руб.

Экономический эффект от внедрения мероприятий составил: 3 = S-C (3)

Э = 4320000+53464 = 4 378 464 руб.

Таким образом, экономический эффект достигнут за счет снижения количество осложнений, снижения стоимости буровых растворов и сокращения сроков строительства скважин в цикле бурения под промежуточную колонну.

Расчет составит:

Аспирант УГНТУ

А.Ф. Галиев