Содержание к диссертации
Введение
1. Аналитическая оценка состояния работ по совершенствованию конструкций и повышению качества крепления скважин ... 10
1.1. Современные тенденции изменения геолого-технических условий строительства скважин 10
1.2. Факторы, нарушающие качество разобщения пластов и техническое состояние крепи 13
1.3. Современное состояние работ и проблемы совершенствования конструкций забоя и фильтра нефтяных скважин 17
1.4. Цель, задачи исследований и разработок 22
2. Научно-технические направления совершенствования эксплуатационных характеристик конструкций забоя и фильтра нефтяных скважин 24
2.1. Анализ конструкций забоя и фильтра скважин, оценка их эксплуатационных характеристик 24
2.2. Современные требования, предъявляемые конструкции забоя и фильтра скважин 34
2.3. Научно-технические принципы формирования конструкции забоя и фильтра нефтяных скважин 37
2.4. Обоснование критериев выбора конструкций забоя и фильтра скважин 48
2.5 Перспективные направления совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин 52
2.6. Выводы по разделу 57
3. Влияние технического состояния забоя и фильтра на эксплуата ционные характеристики скважин 59
3.1. Постановка задачи 59
3.2. Факторы, нарушающие герметичность крепи и конструкцию забоя при заканчивании скважин 59
3.3. Влияние системы разработки, методов ОПЗ и РИР на техническое состояние крепи 63
3.4. Гидродинамические особенности геолого-промысловых условий производства РИР в скважинах 66
3.5. Выводы по разделу 74
4. Экспериментальные обоснования и технологические разработки по формированию открытой конструкции забоя и фильтра скважин 76
4.1. Постановка задачи 76
4.2. Лабораторные исследования и разработка рецептур промывочных жидкостей, твердая фаза которых отверждается при формировании приствольного кольматационного экрана 81
4.3. Технология первичного вскрытия продуктивной толщи с отверждением закольматированной приствольной зоны 91
4.4. Технология заканчивания скважин открытым или комбинированным забоем 98
4.5. Выводы по разделу 113
5. Разработка методических подходов и технологических основ реконструкции забоя и фильтра скважин 114
5.1. Постановка задачи 114
5.2. Методика проведения подготовительных и водоизоляционных работ при реконструкции забоя и фильтра скважин 116
5.3. Комплекс технологий и технических средств совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин 119
5.3.1. Технология временной и долговременной селективной консервации пластов продуктивной толщи 119
5.3.2. Научно-технические обоснования по выбору технологических схем водоизоляционных работ 123
3. Технико-технологический комплекс по производству селективных водоизоляционных операций 128
Технологические жидкости и тампонажные растворы 147
Методы расчета и оптимизации технологических параметров про
- Современное состояние работ и проблемы совершенствования конструкций забоя и фильтра нефтяных скважин
- Перспективные направления совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин
- Гидродинамические особенности геолого-промысловых условий производства РИР в скважинах
- Технология первичного вскрытия продуктивной толщи с отверждением закольматированной приствольной зоны
Введение к работе
Проблемы стабилизации и поддержания высокого уровня добычи углеводородного сырья в нефтегазодобывающих регионах РФ в условиях перехода большинства нефтегазовых месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки с каждым годом становятся острее. Накопленный опыт и исследования последних лет показывают, что для дальнейшего развития и наращивания мощности топливно-энергетического комплекса страны необходимо повышение объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также качества и эффективности работ при заканчивании и эксплуатации скважин.
Так, например, рост глубин бурения (устойчивая современная тенденция) предопределяет нелинейное повышение гидромеханических нагрузок на забой и ствол скважины в процессе бурения, спуско-подъемных операций (СПО), цементировочных работ, ремонтно-изоляционных и т.д. Интенсификация нестационарных гидродинамических процессов в системе «скважина п пластов» приводит при этом к нарушению технологии буровых работ (поглощения, гидроразрывы, газонефтеводопроявления, выбросы, обвалообра-зования и т.д.), ухудшению показателей качества заканчивания (загрязнение продуктивных коллекторов, нарушение герметичности крепи, межпластовые перетоки и заколонные проявления) и эффективной эксплуатации скважин (пониженный дебит, ранняя обводненность забоя, снижение показателей эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработки призабойных зон (ОПЗ), гидроразрыва горных пород (ГРП), методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).
В конечном счете все отмеченное ведет к нарушению систем разработки нефтегазовых залежей и снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Аналогичная, но еще более сложная ситуация складывается при закан-чиваиии скважин на месторождениях, перешедших в позднюю и завершающую стадии разработки. Главными факторами снижения производительности
скважин и текущего уровня добычи углеводородного сырья при сложившихся обстоятельствах становятся: дифференциация текущих пластовых давлений по разрезу и площади, рост градиента давления между разнонасыщен-ными пластами продуктивной толщи, неуправляемое гидродинамическое состояние призабойной зоны скважин из-за объединения флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи в единый эксплуатационный фильтр.
Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит широко применяемым в промысловой практике конструкциям забоя и фильтра скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не отвечают возросшим требованиям нестационарных термодинамических условий разработки нефтегазовых месторождений. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь и конструкция фильтра скважин, как показывает многолетний отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности всех ее элементов (обсадные трубы, цементное кольцо, приствольная зона) при вводе их в эксплуатацию, но и непрогнозируемо осложняет в дальнейшем производство РИР, ОПЗ, МУН по интенсификации добычи нефти, технологическая эффективность которых в большинстве случаев не превышает 30-50 %.
Научно-технические достижения последних лет в области заканчива-ния и эксплуатации скважин показывают, что успешное решение проблемы повышения их эксплуатационных характеристик связано с сохранением природных коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, долговременной изоляцией от комплекса пород продуктивной толщи и формированием технически надежной конструкции забоя и гидродинамически оптимального фильтра скважины.
Большой вклад в развитие и совершенствование методов заканчивания скважин внесли работы институтов АзНИИнефтехим им. М. М. Азазбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, НПО «Бурение», ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И. М. Губкина, СибНИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ,
ТГНТУ и др., а также производственные предприятия ОАО «Башнефть», «Пермнефть», «Татнефть» и др., а также зарубежных институтов и фирм.
Вместе с тем, ряд важных в научном и прикладном отношении вопросов заканчивания скважин требуют дальнейшего развития и совершенствования в связи с устойчивыми тенденциями роста сложности геолого-технических условий бурения и эксплуатации скважин.
Так, например, не находит до настоящего времени решения проблема долговременного разобщения разнонасыщенных пластов продуктивной толщи на месторождениях с аномальными геолого-техническими условиями. Вследствие ранней обводненности скважин резко снижается их дебит, осложняются гидравлические условия производства РИР, ОПЗ, МУН, ухудшается структура добываемой продукции (нефть/вода), сокращается время межремонтного периода эксплуатации скважин.
Эффективность эксплуатации скважин и систем разработки нефтегазовых залежей во многом определяется конструкцией забоя и фильтра скважин. Однако проблема заканчивания скважин на многопластовых, сложно построенных нефтяных месторождениях открытой конструкцией забоя остается недостаточно исследованной и не находит широкого применения.
Из обзора публикаций по заканчиванию скважин также следует, что вопросам совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин посвящены единичные работы. Тогда как имеющийся опыт показывает, что эксплуатация скважин гидравлически совершенной конструкцией забоя и фильтра не только в 2-3 раза повышает их производительность, сокращает сроки освоения и ввода в эксплуатацию, но также в 3-10 раз увеличивает межремонтный период работы скважин.
Поэтому расширение области эффективного применения эксплуатации скважин открытым забоем, а также дальнейшее совершенствование широко применяемых конструкций забоя и фильтра скважин является мощным потенциалом дальнейшего повышения темпов разработки нефтегазовых место-
рождений, уровня добычи углеводородного сырья и коэффициента извлечения нефти.
Цель работы. Повышение эффективности методов добычи нефти в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений совершенствованием конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра скважин.
Основные задачи исследований и разработок
Аналитическая оценка состояния работ и проблем совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин.
Оценка влияния геолого-технических факторов на процессы формирования и эксплуатационные характеристики конструкций забоя и фильтра скважин.
Разработка методических подходов и технологических решений по совершенствованию гидравлических и эксплуатационных характеристик конструкций забоя и фильтра скважин в аномальных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений.
Экспериментальные исследования и разработка рецептур буровых растворов, твердая фаза которых при кольматации приствольной зоны проницаемых пород и формировании корки на стенках скважины отверждается.
Промысловые испытания и предварительная оценка области эффективного применения комплекса системных разработок по совершенствованию конструкций забоя и гидравлических характеристик фильтра скважин.
Научная новизна
1. Установлено превалирующее влияние технического состояния необ-саженного ствола скважины (показатели герметичности и прочности стенок) на технологию и результаты их заканчивания, эксплуатационные характеристики и систему разработки нефтяных месторождений.
Раскрыт механизм отверждения закольматированной приствольной зоны проницаемых пород и корки на стенках скважины при гидромониторной обработке ствола гельцементньш буровым раствором, содержащим в своем составе не менее 10 % портландцемента.
Обоснованы механизмы воздействия и способы их реализации при изоляции вскрываемых бурением проницаемых пород методами «малых» и «глубоких» проникновений.
Разработаны методические основы и технологические решения по системной реконструкции забоя и фильтра фонда добывающих и нагнетательных скважин.
Основные защищаемые положения
Результаты аналитической оценки состояния работ и проблемы совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин в аномальных геолого-технических условиях заканчивания и эксплуатации.
Методические и технологические разработки по совершенствованию эксплуатационных характеристик фильтра скважин.
Научно-техническое направление совершенствования эксплуатационных характеристик фильтра скважин реализацией системных подходов и технологических решений.
.4. Результаты промысловых испытаний и внедрения научно-технических разработок на месторождениях ПГО «Удмуртгеология» ОАО «Татнефть», «Газпром».
Автор выражает искреннюю благодарность за консультативную и методическую помощь при работе над диссертацией профессоров Кузнецова Ю. С, Полякова В. Н., Лукмаиова Р. Р., к. т. н. Старова О. Е., Колодки-на В. А., а также за содействие и активную помощь при проведении исследовательских и опытно-промысловых работ.
Современное состояние работ и проблемы совершенствования конструкций забоя и фильтра нефтяных скважин
Фильтр скважины, являясь каналом гидравлической связи разрабатываемой залежи с поверхностью, в течение всего периода эксплуатации подвергается воздействию высоких знакопеременных гидромеханических нагрузок (депрессии, репрессии) и интенсивных физико-химических процессов при обработке призабойных зон (ОПЗ), ремонтно-изоляционных работах (РИР), применении методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). По мере выработки нефтяных месторождений и снижения начального пластового давления, обводнения скважин существенно осложняются гидродинамические условия эксплуатации фильтра [1, 6, 9, 23, 32]. Это приводит к интенсификации темпов снижения текущего уровня добычи нефти, ухудшению структуры добываемой продукции (отношение нефть/вода), уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН) [24, 60].
Для предупреждения и исключения этих негативных процессов при разработке залежей нефти ключевая роль принадлежит применяемым конструкциям забоя и фильтра скважин [10, 13, 15, 25]. Обобщение и анализ накопленного за долгие годы промыслового опыта (последние 25 лет) в этой области позволяют оценить состояние этих работ и обозначить ключевые проблемы по их дальнейшему совершенствованию в нестационарных термодинамических условиях разработки нефтяных месторождений [10, 15, 21, 25, 32,35,37,38,39,60,61,62].
На поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений существенно обостряются проблемы совершенствования технологии эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Основными задачами при этом становятся оптимизация текущего отношения «нефть/вода» и темпов отбора добываемой продукции. Уменьшение доли воды как правило сопровождается повышением доли нефти, улучшая тем самым структуру добычи. Поскольку большинство разрабатываемых месторождений частично или полностью подстилаются подошвенными водами, оконтуриваются краевыми водами или имеет место одновременно и то и другое, обводнение скважин является закономерным процессом. Однако обводнение скважин при введении из бурения в эксплуатацию или на ранней стадии эксплуатации связано с превалирующим влиянием двух промысловых факторов - гидродинамическим состоянием залежи (дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади) и техническим состоянием фильтра и крепи в интервале продуктивной толщи (конструкция забоя скважин), которое приводит к активной гидродинамической связи нефте- и водонасыщенных пластов разрабатываемой залежи.
Поэтому в условиях неуклонного роста обводненности залежей и снижения добычи нефти одним из наиболее значимых и крупномасштабных мероприятий по совершенствованию технологии эксплуатации скважин является ограничение объемов попутно добываемой воды [60]. Это ведет к снижению темпов падения текущей добычи, стабилизации (или уменьшению) обводненности, создавая благоприятные гидродинамические условия по вовлечению в разработку извлекаемых запасов нефти.
Известно, что обводнение скважин при введении в эксплуатацию или на ранней стадии эксплуатации связано с тремя основными геолого-техническими факторами: условиями залегания продуктивных пластов, гидродинамическим состоянием разрабатываемой залежи (дифференциация текущих пластовых давлений по разрезу и площади) и техническим состоянием фильтра и крепи в интервале продуктивной толщи. Причем первый фактор относится к природным, изменить который не представляется возможным (геолого-физичсское строение продуктивной толщи). Второй, связанный с закономерным изменением гидродинамического состояния залежи (техногенное происхождение), регулируется применяемой системой разработки. А третий - техническое состояние фильтра определяется высокими гидромеханическими нагрузками, действующими на забой при перфорационных работах, освоении скважин и ОПЗ.
Поэтому активно противостоять негативным последствиям систем разработки месторождений, главным из которых являются снижение продуктивности и рост обводненности скважин, возможно только поддержанием фильтра и крепи продуктивной толщи в технически надежном состоянии. Однако из промыслового опыта следует, что до 95 % действующего фонда скважин на месторождениях России характеризуются нарушениями герметичности крепи и разрушением фильтра после вторичного вскрытия продуктивных пластов и производства многократных ОПЗ, РИР и МУН [15, 20, 23]. Это приводит, в конечном счете, к объединению в единый фильтр продуктивных и водогазонасыщенных пластов с последующей совместной их эксплуатацией в сложных и непрогнозируемых гидродинамических условиях в призабойной зоне добывающих и нагнетательных скважин. Здесь следует напомнить, что основным и широкоприменяемьш типом конструкции забоя и фильтра скважин является несовершенный по характеру вскрытия с перекрытием продуктивной толщи обсадной колонной и перфорацией против нефте-насыщенного пласта [3, 10, 11,20,24, 60,61, 62].
Из анализа публикаций по данной проблеме следует, что восстановление герметичности крепи в интервале продуктивной толщи и технического состояния фильтра является сложной и до настоящего времени не решенной задачей [3, 23]. Об этом свидетельствуют и низкая успешность водоизоляци-онных технологий (12-50 %), и кратковременность достигаемого технологического эффекта - 1,5-6,0 мес. Отсюда вывод - показатели применяемых традиционных технологий достигли своего пика и ожидать дальнейшего повышения их эффективности представляется маловероятным.
Аналитический обзор современного состояния научно-прикладных работ в области совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин показывает, что их развитие идет в двух основных направлениях: - замена эксплуатируемых и часто пришедших в негодность конструкций забоев на новые бурением боковых стволов на один продуктивных пластс пологим или горизонтальным окончанием ствола, открытым или частично перекрытым забоем [17,18,36,61];
- модернизация конструкции забоя добывающих и нагнетательных скважин производством работ по их реконструкции [3, 60, 61].
Первое направление работ активно развивается с начала 90-х годов и в настоящее время широко применяется на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Тюменской области и других нефтегазодобывающих регионах.
Прежде, чем перейти к аналитической оценке этого направления научно-прикладных работ, уточним термин «бурение пологих и горизонтальных скважин», широко используемый в специальной литературе и не получивший своего конкретного определения с учетом специфики строительства боковых стволов нефтяных и газовых скважин [17, 18, 61]. Под этим терминологическим определением следует понимать, «способ заканчивания скважин пологой или горизонтальной конструкцией протяженного забоя».
Перспективные направления совершенствования конструкций забоя и фильтра скважин
Поскольку большинство разрабатываемых месторождений частично или полностью подстилаются подошвенными водами, оконтуриваются краевыми водами или имеет место одновременно и то и другое, обводнение скважин является закономерным процессом. Однако обводнение скважин при введении из бурения в эксплуатацию или на ранней стадии эксплуатации связано с превалирующим влиянием двух промысловых факторов - гидродинамическим состоянием залежи (дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади) и техническим состоянием фильтра и крепи в интервале продуктивной толщи (нарушение герметичности элементов крепи), которое приводит к активной гидродинамической связи нефте- и водона-сыщенных пластов разрабатываемой залежи.
Поэтому в условиях неуклонного роста обводненности залежей и снижения добычи нефти одним из наиболее значимых и крупномасштабных мероприятий по совершенствованию технологии эксплуатации скважин является ограничение объемов попутно добываемой воды [60]. Это ведет к снижению темпов падения текущей добычи, стабилизации (или уменьшению) обводненности, создавая благоприятные гидродинамические условия по вовлечению в разработку извлекаемых запасов нефти.
Известно, что обводнение скважин при введении в эксплуатацию или на ранней стадии эксплуатации связано с тремя основными геолого-техническими факторами: условиями залегания продуктивных пластов, гидродинамическим состоянием разрабатываемой залежи (дифференциация текущих пластовых давлений по разрезу и площади) и техническим состоянием фильтра и крепи в интервале продуктивной толщи. Причем первый фактор относится к природным, изменить который не представляется возможным (геолого-физическое строение продуктивной толщи). Второй, связанный с закономерным изменением гидродинамического состояния залежи (техногенное происхождение), регулируется применяемой системой разработки. А третий - техническое состояние фильтра определяется высокими гидромеханическими нагрузками, действующими на забой при перфорационных работах у освоении скважин и ОПЗ.
Поэтому активно противостоять негативным последствиям систем разработки месторождений, главным из которых являются снижение продуктивности и рост обводненности скважин, возможно только поддержанием фильтра и крепи продуктивной толщи в технически надежном состоянии. Однако из промыслового опыта следует, что до 95 % действующего фонда скважин на месторождениях России характеризуются нарушениями герметичности крепи и разрушением фильтра после вторичного вскрытия продуктивных пластов и производства многократных ОПЗ, РИР и МУН [23, 24, 34, 60]. Это приводит, в конечном счете, к объединению в единый фильтр продуктивных и водогазонасыщенных пластов с последующей совместной их эксплуатацией в сложных и непрогнозируемых гидродинамических условиях в лризабойной зоне добывающих и нагнетательных скважин.
Из анализа публикаций по данной проблеме следует, что восстановление герметичности крепи и технического состояния фильтра является сложной и до настоящего времени не решенной задачей [23, 24, 60].
В этой связи предлагаются новые научно-технологические подходы и решения по долговременной изоляции водонасыщенных пластов от продуктивных при заканчивании и эксплуатации скважин.
Из сравнения геолого-технических условий производства водоизоля-ционных работ в продуктивной толще при первичном вскрытии и эксплуатации скважин очевидно, что предпочтительным является этап заканчивания скважин. Отсутствие крепи при этом существенно расширяет возможности проведеній обязательных исследований и производства различных методов изоляции проницаемых пород с применением разобщающих устройств, высокоструктурированных тампонажных систем, оптимизированных режимов гидроизоляции проницаемых пород в широком диапазоне изменения их фильтрационных характеристик.
Для достижения нелинейного роста показателей эксплуатации вновь строящейся скважины (повышение дебита, снижение обводненности), на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи последовательно производится две изоляционные операции. Первая - гидромониторная кольматация поверхности фильтрации флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи в процессе первичного вскрытия глинистыми или полимерглинистыми промывочными жидкостями (метод малых проникновений) [15]. Сформированный в приствольной зоне кольматационный экран повышает градиент давления гидроразрыва ствола скважины до градиента горного давления и не приводит к восстановлению гидродинамической связи пластов со скважиной при депрессиях, достигающих 2,5-5,0 МПа.
Вторая - селективная изоляция высокопроницаемых поглощающих, водогазопроявляющих пластов (при наличии их в разрезе) закачиванием вы-сокоструктурованных паст и тампонажных смесей в режимах бокового нагнетания.
Заканчивание скважин по предлагаемой технологии эффективно предохраняет природные коллекторские свойства продуктивных пластов от негативного гидромеханического и физико-химического воздействия как в при-забойной, так и удаленной зонах (коэффициент продуктивности увеличивается в 1,5-3,6 раза), повышает герметичность крепи в 1,7-3,0 раза. А при соответствующих геолого-промысловых условиях позволяет эксплуатировать скважины открытой или комбинированной конструкцией забоя [3].
В добывающем и простаивающем фонде скважин с закрытой конструкцией забоя эти технологии применяются после его реконструкций в открытый или частично открытый забой. Для этого до производства водоизо-ляционных операций из интервала, объединяющего продуктивный и кровельную часть (не более 5,0 м) водонасыщенного пласта, с помощью трубного фрезера (например, ФКР-114(219) фирмы "Буринтех") и раздвижного распгарителя типа РР той же фирмы последовательно удаляются часть обсадной трубы и цементное кольцо. Затем (второй этап работ), гидромониторной обработкой временно изолируют поверхность фильтрации продуктивного пласта от ствола скважины. Не поднимая инструмента с гидромониторным устройством, гидродинамическими исследованиями определяют приемистость кровельной части водонасыщенных пород, по которой рассчитываются технологические параметры процесса изоляции высокопроницаемых участков (расход и давление нагнетания, тип, объем и параметры тампонажных смесей, а также структурно-механические свойства - вязкость, пластическая прочность).
Гидродинамические особенности геолого-промысловых условий производства РИР в скважинах
Разработка большинства месторождений Татарстана в настоящее время характеризуется следующими особенностями их эксплуатации:
одновременной совместной разработкой нескольких нефтенасыщенных пластов одной сеткой скважин;
- поддержанием пластового давления системой заводнения;
- снижением уровня добычи нефти;
- ростом обводненности добываемой продукции;
- выходом части скважин из действующего фонда;
- необратимыми изменениями гидродинамического состояния и поведения залежей нефти. В этих геолого-промысловых условиях одной из проблем, снижающих эффективность разработки месторождений, является ограничение водопри-токов и заколонных перетоков в эксплуатационных и нагнетательных скважинах [5, 24]. Фонд обводненных скважин, нуждающийся в проведении водоизоляционных работ по месторождениям Татарстана растет с каждым годом и в настоящее время составляет порядка 60 % основного действующего фонда при обводненности 80-90 % [32, 60, 62, 75]. Если при этом принять во внимание, что успешность водоизоляционных работ при проведении РИР составляет 30-60 %, становится очевидной значимость эффективного решения этой проблемы для народного хозяйства.
Анализ промыслового опыта и последних достижений в этой области показывает, что достигнутый уровень успешности водоизоляционных работ как в нашей стране, так и за рубежом связан со сложными и изменяющимися геолого-промысловыми условиями разработки месторождений, а также с наиболее распространенной гидравлически несовершенной по характеру и степени вскрытия конструкцией забоя скважин [13, 20, 60, 61].
В период поздней стадии разработки нефтяных месторождений первоначально принятая система заводнения часто претерпевает существенные изменения, основными из которых являются: повышение давления нагнетания воды до 20 МПа и более в нагнетательных скважинах; широкое использование для заводнения пластовых сточных вод с высокой коррозионной активностью по отношению к металлу обсадных труб и цементному камню, проведение ОПЗ с использованием кислот, производством гидроразрыва пласта (ГРП). Вследствие этих изменений отмечается возросшая потребность в производстве работ по восстановлению герметичности заколонного пространства эксплуатационных колонн, ликвидации их нарушения, производстве водоизоляционных операций [22, 24, 31, 32, 60, 77].
Все работы РИР по восстановлению герметичности заколонного пространства сводятся к заполнению тампонажным раствором имеющихся в цементном кольце каналов, пустот и трещин и проводятся в основном по двум технологическим схемам:
- нагнетания изолирующих смесей в нарушения цементного кольца через интервал перфорации продуктивного пласта;
- нагнетание изолирующих смесей в нарушения цементного кольца через специально перфорированные отверстия.
Наиболее широко для этих целей используется цементный раствор, реже - синтетические смолы типа ТСД-9, ТС-10, ГТМ-3 [60, 62, 77]. Опыт показывает, что успешность работ по этим технологиям низка и не превышает 30 %. Причем качественная изоляция заколонных перетоков в ряде случаев достигается производством нескольких операций, а иногда - не достигается вообще [75].
Основными факторами низкой эффективности РИР считаются сложные гидродинамические условия производства изоляционных работ и перекрытие поверхности фильтрации взаимодействующих пластов крепью скважины (цементное кольцо и обсадные трубы). Проанализируем характер и степень влияния этих факторов на условия проведения изоляционных операций.
Впервые задача теоретических и промысловых исследований нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия системы «скважина - два пласта» применительно к РИР решена в работе В.А.Блажевича и В.А.Стрижнева [75]. Для этого ими разработана математическая модель, ап-роксимирующая процесс изменения приемистости (отдачи) проницаемых пластов во времени после прекращения закачивания жидкости
Левая часть уравнения (3,1) - суммарный приток (отдача) жидкости взаимодействующих пластов в скважину или из нее. Правая часть - объем поступающей жидкости из ствола скважины в пласты за счет расширения в стволе при изменении давления после остановки скважины. Принятые для расчетов начальное (т = 0) и граничное (т 0) условия справедливы для периода времени после остановки скважины, когда давление на устье выше атмосферного.
Решая уравнение (3.1) относительно входящих в него параметров численным методом с помощью ЭВМ, авторы пришли к важным в прикладном отношении заключениям [75].
1. Если Рмі ї Рцл2, переток жидкости из пласта с большим пластовым давлением в пласт с меньшим пластовым давлением возникает сразу по прекращении процесса закачивания воды в скважину. Величина перетока, определяемая соотношением величин пластового давления, первоначально возрастает и в последующем стабилизируется.
2. Из-за различия величин пластового давления взаимодействующих пластов (Рпл] Рпл2), скорость снижения избыточного давления во втором пласте выше, чем в первом. Вследствие влияния второго пласта, темп снижения забойного давления выше, чем в случае для одного первого пласта. В результате удаленная зона первого пласта не успевает адекватно реагировать на высокий темп снижения забойного давления, что приводит к деформированию пьезометрической воронки этого пласта в призабойной зоне, снижается градиент давления и с определенного момента времени он меняется на противоположное значение. Тогда сразу после остановки скважины (по расчетам через 20 с) возникает переток жидкости из первого пласта во второй.
3. Из расчетов следует, что переток жидкости между пластами возникает и при равных пластовых давлениях, но различной проницаемости пластов. Этот процесс начинается сразу после прекращения закачивания из пласта с худшей проницаемостью в пласт с лучшей проницаемостью. Величина перетока сначала повышается, а затем плавно снижается до нуля.
4. В условиях, когда к = кг или Рплі Ф РПЛ2 на изменение величины перетока оказывает влияние толщина пластов, что в определенных условиях во времени после остановки закачивания жидкости может приводить к изменению направления перетока.
Технология первичного вскрытия продуктивной толщи с отверждением закольматированной приствольной зоны
Формирование гидравлического канала углеводородных залежей с поверхностью в процессе заканчиваняя скважины происходит при последовательном производстве комплекса взаимосвязанных технико-технологических операций. Это - первичное вскрытие продуктивной толщи, крепление ствола эксплуатационной колонной, перфорация фильтра продуктивного пласта, освоение и ввод скважин в эксплуатацию. На каждом из церечисленных этапов возникают условия, отрицательно влияющие на создание герметичной крепи и сохранение потенциальной продуктивности скважин.
Так, в процессе первичного вскрытия нарушается природная гидроизоляция флюидонасыщенных пластов и возникает долговременная гидравлическая связь их со стволом скважины. Применяемые технологии и различные типы промывочных жидкостей не восстанавливают изоляцию вскрытых бурением пластов из-за неуправляемости процессов кольматации и закупорки приствольной зоны и стенок скважины. Коллоидно-химические процессы твердения тампонажных цементов (переход раствора из коагуляционной структуры гидратных новообразований к кристаллизационной структуре гидросиликатов) в период ОЗЦ при креплении скважин снижают изолирующие свойства камня и герметичность крепи в целом. Происходит это вследствие проявления характерных для процессов гидратации и твердения вяжущего контракционных и усадочных эффектов [62]. Результатом процессов переходного состояния тампонажного раствора-камня становятся дефекты в цементном кольце и на контактах его с поверхностью стенок скважины и обсадными трубами, снижающие герметичность заколонного пространства крепи. Причем предупредить или прогнозировать возникновение этих дефектов из-за неконтролируемой высокой водоотдачи цементных растворов в промысловых условиях не представляется возможным.
Кроме отмеченных факторов, герметичность заколонного пространства нарушается при наличии на стенках скважины фильтрационных и адгезионных корок толщиной до 15 мм, вследствие упругих свойств обсадных труб, деформирующихся под воздействием напряжений, создаваемых при вторичном вскрытии продуктивных пластов и освоения скважин.
Однако, наиболее существенные гидромеханические нарушения технического состояния крепи и конструкции забоя скважин происходят при перфорационных работах с применением кумулятивных перфораторов типа ПК и ПКС [55, 57]. Следствием производства этих работ в большинстве случаев становится деформация обсадных труб в зоне фильтра, частичное разрушение цементного кольца и контактов его с ограничивающими поверхностями.
Освоение скважин при депрессиях, в 1,5-1,8 раз превышающих предельно допустимые, приводит к дренированию уже ранее сформированных в заколонном пространстве каналов фильтрации пластовых флюидов. Нарушения герметичности крепи и технического состояния фильтра в аномальных условиях поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений с вводом в эксплуатацию скважин снижают добычу нефти, интенсифицируют обводненность добываемой продукция, нарушают систему контроля и регулирования разработки, осложняют гидродинамические условия производства РИР, ОПЗ по интенсификации притоков и поддержанию уровня добычи нефти.
Решению проблемы создания технически надежной долговременной крепи нетрадиционными методами посвящены теоретические исследования, технологические разработки и промысловые испытания ряда специалистов [3, 22, 37, 63-66]. В основу концептуального подхода и технологических решении положены следующие принципиальные положения.
1. Первичное вскрытие продуктивных отложений должно совмещаться с операциями временной и долговременной изоляции ствола от всего комплекса вскрываемых бурением проницаемых флюидонасыщенных пластов.
2. Формируемый в приствольной зоне скважины изоляционный экран должен исключить гидродинамическую связь пластов и скважины, укреплять неустойчивые горные породы и повышать гидромеханическую прочность ствола до градиента горного давления.
3. Гидроизолирующие характеристики непроницаемых экранов должны выдерживать гидромеханические нагрузки (репрессии и депрессии) и не приводить к нарушению герметичность крепи при заканчивании, эксплуатации скважин и производстве РИР и ОПЗ.
4. Создавать конструкцию фильтра и забоя скважин, гидродинамические и технические характеристики которых наиболее полно отвечают условиям их эффективной эксплуатации на различных стадияхразработки нефтегазовых месторождений.
Промысловый опыт показывает, что применение технологии обработки ствола гидромониторными струями глинистых и полимерглинистых растворов повышают показатели сохранения природных коллекторских свойств продуктивных пластов, их изоляцию от водонасыщенных, а также герметичности крепи за счет комбинированного воздействия на проницаемые стенки скважины - кольматационного и уплотняющего [59-61].
Однако, с ростом аномальности геолого-промысловых условий заканчивания и эксплуатации скважин в поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений (снижение начальных пластовых давлений на 30-80 %, повышение градиента давления между разионасыщенными пластами до 4-7 МПа/м), изолирующие характеристики защитных экранов, сформированных из нетвердеющих материалов (глина, полимеры) и основанных на реализации механизма «расклинивающего давления», не всегда соответствуют этим изменяющимся гидродинамическим условиям [2, 67].
Поэтому первым требованием к совершенствованию технологии ВГС при заканчивании скважин становится повышение гидроизолирующих характеристик защитного экрана в системе «проницаемая порода -изолирующая среда».
Второе требование к совершенствованию технологии ВГС связано с геолого-техническими условиями заканчивания и эксплуатации скважин открытым забоем на многопластовых залежах углеводородов, т.е. кроме формирования гидроизолирующего экрана в приствольной зоне проницаемых пород, технологический процесс должен приводить к образованию на проницаемых и неустойчивых стенках скважин покрытия (опалубки) равномерной толщины и высокой механической прочности, повышающего несущую способность этой системы.
Третье требование связано с технологическим совершенством процесса ВГС - полное совмещение его с традиционной технологией буровых работ.
Выполнение этих требований в промысловых условиях - необходимые предпосылки для заканчивания и эксплуатации скважин открытым забоем, а также повышения герметичности крепи при применении традиционных технологий.
