Содержание к диссертации
Введение
1. Горно-геологические и термодинамические характеристики глубоких скважин 10
1.1. Прочностные и фильтрационные свойства массива горных пород 11
1.2. Термодинамические параметры вскрываемых гидродинамических систем 15
1.3. Гидравлика и гидродинамика нестационарных технологических процессов строительства скважин 30
1.4. Переходные гидромеханические процессы цементирования обсадных колонн 46
1.5. Заключение и выводы 53
2. Технологические проблемы строительства глубоких скважин 55
2.1. Краткая аналитическая оценка состояния и эффективности традиционных технологий строительства скважин 55
2.2. Оценка прикладных возможностей теории механики сплошных сред в технологии бурения скважин 60
2.3. Причина и факторы, нарушающие технологию буровых работ 72
2.3.1. Гидродинамические осложнения, возникающие при строительстве скважин, их причина и технологические последствия 72
2.3.2. Промысловые факторы, осложняющие гидродинамические условия строительства скважин 75
2.4. Ключевые технологические проблемы строительства скважин 78
2.5. Выводы 87
3. Научно-методические и прикладные обоснования системного развития буровых технологий 90
3.1. Постановка задачи 90
3.2. Основные промысловые характеристики технического состояния ствола и гидродинамического поведения системы «скважина - массив горных пород» 94
3.3. Методические принципы повышения уровня организации технологии буровых работ 100
3.4. Влияния нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ 105
3.5. Выводы 107
4. Выбор перспективных научно-технических направлений совершенствования технологии буровых работ 109
4.1. Системные принципы совершенствования технологических процессов строительства скважин 109
4.2. Идеология системного развития буровых технологий 115
4.3. Перспективные научно-технические направления совершенствования технологических процессов бурения скважин 119
4.4. Выводы 121
5. Технологические основы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов в процессе их вскрытия 123
5.1. Краткая аналитическая оценка современного уровня развития технологий борьбы с поглощениями и газо-нефтеводопроявлениями 123
5.2. Принципы совершенствования и развития технологий изоляции поглощающих и флюидопроявляющих пластов 126
5.2.1. Геолого-техническая система «скважина - п пластов», иерархическая схема, основные свойства и характеристики 126
5.2.2. Механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов 130
5.3. Параметры технологического контроля и управления процессами гидроизоляции приствольной и призабойной зоны проницаемых пород 151
5.4. Выводы 163
6. Результаты системного совершенствования технологических процессов бурения и заканчивайся скважин 165
6.1. Методические приемы промысловой реализации комплекса усовершенствованных технологий 165
6.2. Сравнительный анализ показателей применения традиционной и усовершенствованной технологии строительства скважин 168
6.3. Выводы 177
Основные выводы и рекомендации 179
Литература 182
- Термодинамические параметры вскрываемых гидродинамических систем
- Оценка прикладных возможностей теории механики сплошных сред в технологии бурения скважин
- Механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов
- Сравнительный анализ показателей применения традиционной и усовершенствованной технологии строительства скважин
Введение к работе
Актуальность темы. Проблемы совершенствования технологий повышения качества, эффективности буровых работ и экологической безопасности во многом определяют успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране и опережающий (в сравнении с добычей) прирост запасов углеводородного сырья. Это, в свою очередь, тесно связано с темпами ведения геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе.
Успешное решение этой важнейшей народнохозяйственной задачи тесно связано со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями строительства глубоких скважин, слабо развитой инфраструктурой, отдаленностью баз материально-технического обеспечения, а также с негативными тенденциями роста глубине бурения и снижения эффективности традиционных технологий буровых работ. Последнее обстоятельство связано с тем, что традиционный способ бурения скважин с регулированием репрессии в интервалах вскрытия флюидонасыщенных пластов отличает низкая технологическая эффективность и повышенная вероятность возникновения осложнений, связанных с поглощениями буровых растворов, газонефтеводопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами. Кроме того, технология бурения скважин при создании репрессий является серьезным препятствием для совершенствования технологических процессов и повышения качественных, технико-экономических и экологических показателей буровых работ. Поэтому дальнейшие перспективы развития технологий строительства скважин, а глубоких в особенности, связаны с разработками и совершенствованием методов оперативного контроля и регулирования процессов гидромеханического упрочнения ствола в интервалах вскрываемого бурением массива горных пород с различными геолого-физическими свойствами и термодинамическими параметрами.
Как показывают результаты исследований, расширение информационной базы промысловых данных, совершенствование организации и повышение эффективности управления
технологическими процессами бурения и заканчивания скважин приводят к нелинейному росту качественных, технико-экономических и экологических показателей буровых работ, существенному сокращению финансовых расходов и сроков строительства скважин. Это ускоряет темпы поиска, разведки и разработки новых глубоко залегающих месторождений углеводородного сырья, остро необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны.
Цель работы. Повышение качества и эффективности строительства глубоких разведочных и эксплуатационных скважин разработкой и внедрением комплекса системных научно-технических решений и технологий по контролю технического состояния ствола и регулированию гидравлических процессов бурения и заканчивания скважин.
Основные задачи исследований и разработок.
Анализ термодинамических условий строительства глубоких скважин.
Аналитическая оценка технологических проблем строительства глубоких скважин и методов их решения.
Научно-технические обоснования системного развития технологий глубокого бурения скважин.
Совершенствование методических основ и комплексных технологических решений по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения глубоких скважин.
Оценка результатов промысловых испытаний и внедрения комплекса технологий гидромеханического упрочнения ствола при строительстве глубоких разведочных скважин.
Методы исследований. Для решения научно-прикладных задач в диссертации использованы методы аналитических обобщений информационной базы данных, классическая механика сплошных сред (раздел «гидромеханика»), научно-методические принципы системных подходов и технологических решений, методы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований разреза скважин и флюидона-сыщенных пластов.
Научная новизна.
1. Впервые раскрыты структурно-поведенческие особенности системы «скважина - массив горных пород», определяю-
щие ее состояние в процессе бурения и заканчивания скважин. Это анизотпропия свойств горных пород, термодинамические параметры гидродинамических систем и свойства насыщающих их пластовых флюидов, технико-технологические характеристики методов бурения скважин и нестационарные процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и комплекса горных пород.
Впервые проведены аналитические обобщения по взаимосвязи различных по своему происхождению гидравлических давлений в скважине (природные и гидродинамические) и промысловая оценка их превалирующего влияния на качественные и технико-экономические показатели технологии буровых работ. Негативные последствия от влияния этих основных промысловых факторов связаны с нарушениями стационарности технологических процессов бурения, первичного вскрытия продуктивной толщи и цементирования обсадных колонн, межпластовыми перетоками, заколонными флюидопроявле-ниями, выбросами и фонтанами.
Установлены гидравлические особенности турбулентного режима течения буровых растворов в скважине, характеризующегося виброволновыми колебаниями высокоамплитудных давлений (2-5 МПа) низкой частоты и их причины - действие в циркуляционной системе скважины 5-7 источников возбуждения виброволновых полей давления: буровой насос, колонна бурильных (обсадных) труб, собственные колебания столба бурового раствора, забойный двигатель, долото, скорости спуско-подъемных операций (СПО).
Наложение в единой гидравлической системе виброволновых полей с различными и спонтанно изменяющимися амплитудно-частотными характеристиками давлений приводит к непрогнозируемым гидромеханическим и физико-химическим воздействиям на массив вскрываемых бурением горных пород, существенно ограничивающим возможности оптимизации технологических процессов бурения, заканчивания скважин, цементирования обсадных колонн и создания математических (физических) моделей и расчетных формул, адекватных нестационарным гидравлическим условиям производства различных операций в скважинах.
Основные защищаемые положения.
Результаты аналитической оценки современного состояния традиционных технологий строительства скважин и причины ограничивающей область их эффективного применения.
Научно-прикладные основы системного развития технологий бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин в различных горно-технических и природно-климатических условиях.
Методические подходы и системные решения по расширению информационной базы промысловых данных, совершенствованию организации технологических процессов бурения скважин в сложных изменяющихся геолого-технических условиях и способов их управления.
Комплекс технологий по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения скважин и результаты внедрения их в промысловую практику.
Практическая ценность.
Раскрыты природа нестационарного гидравлического состояния и поведения скважин (наличие в циркуляционной системе нескольких источников возбуждения виброволновых полей) и особенности внутрискважинных гидромеханических и физико-химических взаимодействий технологических жидкостей и массива горных пород, негативное влияние которых на процессы организации и управления технологическими операциями в скважине является превалирующим.
Модификация традиционных технологий бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин совмещением процессов формирования ствола в массиве горных пород и гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород направленной кольматацией проницаемых стенок гидромониторными струями буровых растворов. Такое совершенствование традиционных технологий приводит к нелинейному росту основных качественных и технико-экономических показателей буровых работ и переходу технологий на более высокий уровень развития.
Разработка технологии гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин, реализация которой создает оптимальные гидравлические условия для совершенствования ключевых технологических операций, связанных с разрушени-
ем горных пород, первичным вскрытием продуктивной толщи, цементированием обсадных колонн, предупреждением осложнений, а также выбросов и фонтанов.
Разработка усовершенствованных методов расчета технологических параметров процесса изоляции поглощающих и газонефтеводопроявляющих пластов за счет реализации механизмов снижения их проницаемости, адекватных геолого-физическим и фильтрационным характеристикам.
Разработаны и внедряются в производство 3 руководящих (РД) и 3 нормативных документов (НД).
Апробация результатов исследований.
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Состояние и перспективы отечественного нефтегазового машиностроения» (Москва, 1999 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Современные тенденции развития техники и технологии строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин» (Москва, 1999 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технико-технологические решения в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2001 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Технико-технологическое сопровождение строительства горизонтальных и многозабойных скважин и восстановления бездействующих скважин» (Москва. 2002 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые организационные, технологические и программные решения в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2004 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Актуальные проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2005 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технологии и техника строительства скважин на суше и на море» (Москва, 2007 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технологии и техника строительства скважин на суше и на море» (Москва, 2008 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Инновационные технологии в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2009 г.); заседаниях секции «Техника и технология бурения скважин» НТС ОАО «Газпром» (Тюмень, 2003 г., Кисловодск, 2004 г., Астрахань, 2007 г., Москва,
2009 г.); научно-технических семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюм. ГНГУ (Тюмень, 2004 г.), научно-технических семинарах отдела технологии бурения скважин 000 «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2002-2003 гг.); VII Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудно-извлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2009 г.).
Личный вклад. В диссертационной работе и публикациях, написанных лично и в соавторстве, соискателю принадлежат результаты аналитических обобщений и научно-технических обоснований, постановка цели и задач исследований и разработок, научное руководство и участие в большинстве проведенных промысловых работ, аналитическая оценка их результатов и полученные научно-прикладные выводы и рекомендации.
Автор выражает искреннюю признательность и благодарность профессору В. Н. Полякову, под влиянием идей которого сформировалось научное направление современного развития технологий бурения скважин, профессору Ю. С. Кузнецову, профессору В. П. Овчинникову, доктору технических наук В. В. Ипполитову, доктору технических наук А. П. Аверьянову, доктору технических наук А. А. Фролову, канд. техн. наук А. В. Бутько, кандидату технических наук В. С. Зарецкому, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало развитию новых идей, положенных в основу научной работы, а также специалистам 000 «Бургаз», принимавшим активное участие в промысловых исследовательских и опытных работах.
Публикации. Основные положения диссертации освещены в 33 публикациях, в том числе 23 статьях, 12 из которых опубликованы в изданиях, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ, 7 патентов и 6 руководящих документов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, шесть разделов, основные выводы и рекомендации, список использованных библиографических источников из 99 наименований. Объем работы составляет
193 страницы машинописного текста и содержит 21 рисунков, 13 таблиц.
Термодинамические параметры вскрываемых гидродинамических систем
Термодинамические условия бурения скважин определяются сочетанием основных термодинамических параметров геолого-технических систем «скважина - массив горных пород». Это геостатическое давление массива горных пород, гидростатическое давление «столба» жидкости, гидродинамическое давление движущейся жидкости, пластовое давление и температура, дифференциальное давление (разность давления жидкости в скважине и пластового), плотность и свойства технологических жидкостей [3, 7, 20, 21]. Все перечисленные разновидности давлений, действующие в единой природно-технической системе, отличаются как своей природой, характером проявления под воздействием внешних факторов, так и влиянием на технологию буровых работ. Поскольку аналитическим исследованиям совместного влияния этих факторов на техническое состояние ствола и гидравлическое поведение скважин специалистами не уделяется должного внимания, системное рассмотрение этого вопроса имеет важное научное и прикладное значение (табл. 1.1).
При пересечении массива горных пород стволом скважины напряженное состояние поля давлений в приствольной зоне изменяется от условий их естественного залегания, обусловленных весом вышележащих пород и пластовым давлением насыщающих их флюидов [5, 7, 11. 21]. Результатом этих изменений становится формирование в приствольной зоне области с максимальной концентрацией напряжений на стенках скважины [3, 12, 23]. Развиваясь во времени, поля напряжений в приствольной зоне под действием гидромеханических нагрузок и физико-химических процессов нарушают устойчивость стенок скважины (в области перехода горных пород в предельное состояние) возникновением каверно- и обвалообразований, сужений ствола. Не-гативными последствиями проявлений горного давления становятся прихваты колонны бурильных труб, не прохождение инструмента на участках сужения ствола, смятие обсадных труб, которые, в конечном счете оказывают решающее влияние на формирование интервалов горных пород с несовместимыми условиями бурения [2, 11, 23].
В технологических расчетах гидромеханических процессов строительства скважин геостатический фактор выражается через градиент горного геостатического давления, определяемый отношением соответствующего давления к глубине рассматриваемого сечения
Пластовое давление и температура. Термин «пластовое давление» означает давление веса столба контурных вод в проницаемых породах гидродинамических систем, насыщенных природными флюидами, (вода, нефть, газ) [20]. Это один из ключевых промысловых факторов, оказывающих доминирующее влияние на технологию буровых работ, совместимость условий бурения в интервалах, осложненных пластами с АНПД и АВПД, долговечность крепи.
Традиционные технологии бурения скважин и производства различных операций в необсаженном стволе основаны на едином принципе - поддержании гидравлического равновесия во взаимодействующей системе «скважина - п пластов», исключающем поступление пластовых флюидов в скважину [21, 26, 36]. На этом принципе основаны и все известные разработки по оптимизации гидравлических условий бурения скважин, а также и регламенты по предупреждению осложнений и аварий [26, 31].
В проектах на строительство скважин и технологических расчетах используется показатель «градиента пластового давления» по формуле
С ростом глубины залегания флюидонасыщенных пластов закономерно повышается и пластовое давление. Одновременно и более интенсивно растет градиент гидростатического давления в скважине. При выравнивании величин градиентов пластового давления и гидростатического в скважине возникают предельно сложные гидравлические условия для производства различных буровых операций (бурение, промывка, СПО и т. д.), при которых высока вероятность возникновения осложнений и аварий (поглощения, флюидопроявления, гидроразрыв, выбросы, фонтаны и т. д.). Поэтому глубины, при которых градиенты этих давлений выравниваются по абсолютной величине и являются нижней границей интервала совместимых условий бурения открытым стволом.
Кроме того, в промысловой практике часты случаи вскрытия гидродинамических систем с аномально высоким (АВПД) и аномально низким пластовым давлением (АНПД) как природного, так и техногенного происхождения [4, 9, 20]. Коэффициент аномальности пластовых давлений, как показывает практика, может изменяться в широких пределах (Ка = 0,45 2,10) [4, 9, 31]. В таких случаях для продолжения бурения осложненный интервал или перекрывается промежуточной технической колонной (АВПД), или восстанавливается его герметичность производством изоляционных работ (АНПД) [15].
В технологических расчетах требуемая плотность бурового раствора определяется с учетом пластового давления того проницаемого объекта, который контролирует давление в скважине при разбурива-нии того или иного интервала горных пород, по формуле
Гидростатическое давление технологических жидкостей (буровой и тампонажный растворы), передаваемое на забой и стенки скважины, существенно отличается от расчетного гидростатического, выражаемого формулой
На гидростатическое давление в стволе скважины в период термодинамического равновесия (покоя) заметное влияние оказывают следующие факторы:
при заполнении скважины водой - фильтрационные характеристики в интервалах проницаемых пластов, которые при действии репрессии принимают жидкость, а при возникновении депрессий отдают пластовую жидкость в ствол скважины, и установившиеся межпластовые перетоки жидкости при замещении интервала взаимодействия пластовым флюидом плотностью, отличающейся от жидкости в скважине.
при заполнении скважины буровым раствором с тиксотропны-ми, структурно-механическими свойствами гидростатическое давление в период остановки скважины будет непрерывно меняться как в сторону снижения от исходной величины, так и в сторону увеличения [2, 9]. Причем отличия измеренных во времени гидростатических давлений в скважине в зависимости от одновременного действия в скважине комплекса факторов (реологические, структурно-механические, седиментационные и адсорбционные свойства буровых растворов и температуры), могут превышать расчетное до 2,0 МПа и быть меньшим его на 1,4 МПа.
Для рассматриваемых условий снижение статического давления бурового раствора в скважине в первом приближении, может быть определена из выражения
Таким образом, закономерные изменения гидростатического давления в скважине, заполненной буровым раствором, связаны с его структурно-механическими свойствами, адгезионными и адсорбционными процессами, фильтрационными свойствами проницаемых пород, межпластовыми перетоками и температурными градиентами [2, 3, 9]. Здесь важно отметить, что с увеличением глубин бурения закономерно повышаются репрессии в скважинах, температурный режим бурения, интенсифицируются нестационарные гидромеханические и физико-химические процессы взаимодействия буровых растворов и массива горных пород. Негативными последствиями этих обстоятельств являются нарушения технологии буровых работ и осложнения при строительстве скважин.
Т. о., учитывая гидравлические особенности поведения буровых растворов в периоды остановок работ в скважине, необходимо обеспечивать непрерывный контроль за ее гидравлическим состоянием по изменению уровня жидкости на устье во избежания газонефтеводо-проявлений и выбросов.
Гидродинамические давления при движении буровых растворов в скважине возникают при производстве основных технологических операций, связанных с процессами бурения, спуско-подъемными работами (СПО), борьбой с осложнениями, цементированием обсадных колонн и т. д. [2, 4, 9]. Величины, пределы изменения и характер проявления гидродинамических давлений в скважине различны и определяются источниками их возбуждения и гидравлическим состоянием скважины.
Восстановление циркуляции бурового раствора перед возобновлением процесса бурения скважины отличает резкий кратковременный рост гидродинамического давления с момента включения бурового насоса, величина которого превышает гидростатическую репрессию в 1,6-1,9 раза (рис. 1.1) [1, 2]. Этот период времени длится в течение 3-5 мин до восстановления циркуляции в скважине. Анализ промыслового опыта показывает, что при восстановлении циркуляции жидкости, особенно в глубоких скважинах, периодически происходят нарушения герметичности ствола и возникают частичные или полные поглощения буровых растворов [9, 19
Оценка прикладных возможностей теории механики сплошных сред в технологии бурения скважин
Значение теории в развитии различных областей науки и техники сложно переоценить и нефтегазодобывающая отрасль в этом смысле не является исключением. В последние десятилетия из-за интенсивного развития нефтегазодобывающей промышленности все большее внимание ученых и практиков уделяется исследованиям гидродинамических процессов, связанных с технологией строительства, эксплуатации скважин и разработкой нефтегазовых месторождений [12, 13, 14, 15, 27,33,34].
Изучение процессов движения жидкости и газа в скважине и проницаемых средах, устойчивости, деформирования и разрушения горных пород основывается на законах гидродинамики, теории фильтрации, упругости, механике разрушения и относится к разделу «гидромеханика» общей теории механики сплошной среды [12, 13, 14],
Прикладной основой буровой подземной гидравлики является изучение режимов движения жидкостей и газа в элементах циркуляционной системы скважины, фильтрации в проницаемых средах, а также нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия сложной термодинамической системы «скважина - массив горных пород» при производстве в ней различных технологических операций [1,3,12,13,15,21,33,44..
Главной задачей теории буровой подземной гидравлики является исследования природы и причин возникновения турбулентности в технологических процессах бурения. А также совершенствование расчетных методов по регулированию гидравлических характеристик технологических операций при бурении и заканчивании скважин [1, 3, 12, 14, 15].
Вместе с тем, аналитический обзор работ в области теории турбулентного движения жидкости в скважинах выявил ряд серьезных обстоятельств, тормозящих ее дальнейшее развитие [1,3, 12, З3].
Это, в первую очередь, существенное расхождение абстрактных представлений ученых и исследователей о природе и законах турбулентных течений жидкости и газов от реально существующих. Создаваемые на этой основе математические и физические модели настолько далеки от их природных аналогов, что не поддаются самой приближенной сравнительной оценке (особенно в скважинах!) [1, 3, 12, 13]. Как заметил в этой связи известный американский гидродинамик Гольдстайн [33], что «... в XIX и XX вв. гидродинамика настолько математизировалась, что за формулами не было видно, что там есть вода и эта вода мокрая».
Именно поэтому в гидравлике нестационарных буровых процессов до настоящего времени отсутствуют математические и физические (экспериментальные) модели для исследования этих процессов и совершенствования расчетных методов, адекватно отражающих гидравлические условия бурения и заканчивания скважин. Длительные попытки корректного решения практических задач буровой гидравлики разработкой различных теоретических моделей (детерминированная, стохастическая, адаптационно-обучающаяся и т. д.) также не привели к удовлетворительным результатам. Связано это, в первую очередь, с характеристикой скважины, отличающейся высокой степенью неопределенности - множеством вариантов термодинамического состояния при неизвестных вероятностях поведения [12, 33].
Объясняется такое положение турбулентным движением жидкости в стволе (неупорядоченным и, практически, плохо регулируемым), анизотропией геолого-физических свойств вскрываемых бурением гидродинамических систем (пластовое давление и температура, механическая прочность горных пород, проницаемость, плотность), гидромеханическое взаимодействие которых с внешней средой (технологические жидкости) приводит к нарушению технологических процессов строительства скважин.
Второе немаловажное обстоятельство связано с абстрактным мышлением человека, которое составляет основу теоретических методов исследований объектов материального мира. А продуктом теории являются виртуальные модели, дополненные информационной базой, связывающей теоретические результаты с наблюдаемыми в экспериментах и натурных исследованиях. Как замечает Хокинг Стивен [71], «Теория считается хорошей, если она удовлетворяет двум требованиям: во-первых, она должна описывать широкий класс наблюдений в рамках модели, содержащей лишь несколько произвольных элементов, и, во-вторых, теория должна давать конкретный прогноз относительно результатов будущих наблюдений».
Что касается современной теории турбулентных течений в буровой подземной гидравлике, то и она этим двум требованиям не удовлетворяет по целому ряду причин [2, 3, 15, 21, 33]. Процесс турбулентного режима движения жидкости в скважине не поддается теоретическому анализу из-за отсутствия достоверной информационной базы натурных исследований. Поэтому определение потерь напора на трение, профиля скоростей течения жидкости в скважине и проницаемых породах производится полуэмпирическими и эмпирическими формулами (Дарси-Вейсбах, Бурхардт, Козодой, Пир-вердян, Дюпюи-Дарси и т. д.). Причем результаты расчетов соответствующих показателей по этим расчетным формулам отличаются от измеренных в скважинах в 2-300 раз [1, 2, 12, З3].
Большинство расчетных формул основано на использовании детерминированных теоретических моделей, описывающих процессы, которые определяются начальным состоянием системы, и квазистационарных принципах, суть которых - описание нестационарных процессов с помощью стационарных моделей [3, 12, 33]. Но как показывает накопленный опыт их реализации в технологических процессах бурения, возможности их ограничены узкой областью приемлемого применения [1, 9, 15, 33].
Проблемным остается вопрос идентификации режимов движения жидкости в элементах циркуляционной системы скважины и при-забойной зоне проницаемых пород [2, 3, 12, 33].
Применение для практических расчетов обобщенного параметра О.Рейнольдса (Re) недостаточно обосновано, т. к. получен он по результатам экспериментальных исследований в гидравлических условиях, неадекватных скважинным [3, 33, 36, 70]. Физический смысл этого параметра - отношение сил инерции к силам внутреннего трения (вязкость).
В классификации режимов движения жидкости по критерию Re, применительно к гидравлическим условиям бурения скважин, при расчетах технологических параметров ь, Х, О, Р не учитывается превалирующее влияние на режимы циркуляции буровых растворов технико-технологических факторов [1,2, 3, 12, 33, 34, 44]. Тогда, как последние приводят к формированию виброволновых полей в скважине и интенсивной пульсации дифференциальных давлений при производстве различных операций (восстановление циркуляции, промывка, бурение, СПО, цементирование, борьба с осложнениями, освоение скважины). Возбуждение виброволновых высокоамплитудных и низкочастотных полей вызывает турбулентный режим движения буровых растворов, рост кинетической энергии потока, и потерь напора в трубах и кольцевом пространстве с переходом в квадратичную область гидравлических сопротивлений [2, 3, 33]. Поэтому не случайно, что до настоящего времени в теории остаются не выясненными природа турбулентных течений и механизмы изменения режимов от ламинарного к структурному и турбулентному.
Механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов
Механизмы снижения проницаемости поглощающих и газонеф-теводопроявляющих пластов являются технологической основой всех видов работ по борьбе с осложнениями. Поэтому все предварительные этапы работ (расчет параметров процесса тампонирования, выбор соответствующих технических средств, состава гидроизолирующего раствора) и производство изоляционной операции направлены, в конечном счете, на эффективную реализацию механизма снижения фильтрационных характеристик приствольной и призабойной зон флюидонасыщенных пластов.
В промысловой практике для изоляции проницаемых пород различного типа (терригенные, карбонатные, смешанный) с широким диапазоном фильтрационных характеристик находят применение механизмы гидромеханического, физико-химического и химического воздействия на проницаемые среды. В качестве тампонажных систем наибольшее применение находят растворы и смеси на основе неорганических материалов (глина, цемент), полимеров (полиакриламид, жидкое стекло, КМЦ), которые позволяют регулировать их реологические и структурно-механические свойства.
Механизм коагуляционного структурообразования большинства нетвердеющих тампонажных растворов с использованием химреагентов различен [1, 15, 17, 18, 19] и определяется, прежде всего, природой взаимодействующих фаз дисперсных систем, и условий, в которых этот процесс протекает. Большинство нетвердеющих тампонажных растворов на основе глин и полимеров являются агрегативно неустойчивыми. Избыток в этих системах поверхностей энергии активизирует процесс самопроизвольного укрупнения дисперсных частиц глины - коагуляции. Образуется объемная структура с равномерно распределенной в ней дисперсной фазой. Явление коагуляции в гетерогенных системах связано с процессами адгезионного взаимодействия частиц глины между собой и макроповерхностями. Основными технологическими характеристиками глинистых суспензий являются объемные свойства структурированных систем - вязкость, пластичность и упругость. Регулирование исходных значений вязкости, динамического и статического напряжения сдвига пластической прочности обеспечивают высокие закупоривающие свойства нетвердеющих растворов и паст. Влияние этих реологических характеристик на гидравлические сопротивления при движении раствора в проницаемых каналах различно и зависит от их раСКРЫТОСТИ и протяженности а также подачи насосов. Разумеется, чем меньше раскрытость трещин тем больше влияние на гидравлические сопротивления в призабойной зоне пласта в процессе нагнетания оказывает вязкость суспензии С увеличением ОЗСКрыТОСТИ трещин возрастает рОЛь динамического на-пряжения сдвига и пластической прочноСТИ Повышение расхода нагнетания и радиуса проникновения глинистого раствора при низких и средних раскрытостях трещин приводит к росту гидравлических сопротивлений. В условиях покоя гидравлические сопротивления структурированных растворов при сдвиге определяются предельным статическим напряжением сдвига и скоростью формирования структуры (тиксотропия).
Структурирование тиксотропных растворов и смесей с образованием в их объеме пространственной решетки интенсифицируется повышением дисперсности коллоидных частиц и концентрации твердой фазы. С одной стороны это увеличивает суммарную поверхность активного взаимодействия глинистых частиц с водой за счет роста суммарного количества гидратированных ионов вблизи этих поверхностей. С другой - уменьшение расстояния между частицами глины приводит к росту сил молекулярного притяжения и отталкивания. Поэтому использование в этих системах некоторых химических реагентов позволяет регулировать скорость коагуляционных процессов пластичных и тиксотропных растворов и их адгезионные свойства.
Для регулирования реологических и тиксотропных свойств глинистых и гельцементных растворов широко применяются различные материалы и химреагенты [68, 80, 81, 82].
Повышение концентрации твердой фазы глинистых растворов и паст достигается снижением водотвердого отношения и введением химически активных добавок - цемент, гипс, наполнители. Добавки вяжущих повышают пластическую прочность, статическое напряжение сдвига и водоотдачу тампонажных смесей. Введение же наполнителей (опил, кордное волокно, перлит и т. д.) приводит к частичному обезвоживанию смесей и росту прочности их структуры.
Эффективными химическими реагентами-структурообразовате-лями являются: гашеная известь (Са(ОН)2), углекислый натрий (NaгC03), хлористый натрий (МaCI), хлористый кальций (CaCI2), полимеры (ПАА, гипан, гивпан, силикат натрия (Na2810з). Введение в глинистые растворы кальцийсодержащих реагентов приводит к сжатию ДЭС и образованию «свободной», не связанной с поверхностью твердых частиц, воды. Это повышает водоотдачу и концентрацию твердой фазы структурированных растворов.
При введении в растворы коагулянтов (например, извести) уменьшается толщина сольватных слоев глинистых частиц, сближая их, с переходом в агрегативное состояние. Свободная поверхность частиц при этом уменьшается, а количество несвязанной в сольватной оболочке воды увеличивается, повышая водоотдачу растворов, а с ней и концентрацию твердой фазы.
Высокая водоотдача глинистых смесей достигается введением 10-30 % хлористого натрия или хлористого кальция. Если же в глинистый раствор добавляется углекислый натрий (стабилизатор), соль-ватная оболочка глинистых частиц увеличивается одновременно с количеством связанной воды. При этом снижается количество «свободной» воды и водоотдача раствора.
При добавлении к глинистым растворам водорастворимых полимеров (ПАА, гипан, гивпан, жидкое стекло и т. д.) повышение структурно-механических свойств глинополимерных смесей происходит вследствие формирования в их объеме двойной пространственной сетки -коагуляционной и макромолекулярной. Структурирование полимера и образование пространственной сетки связано с ростом концентрации раствора полимера, взаимного переплетения цепей макромолекул и набухания их в воде. Глинополимерные тампонажные растворы и смеси отличает повышенная устойчивость к разбавлению водой и удовлетворительная прокачиваемость по заливочным трубам на пределе пластической прочности и статического напряжения сдвига. Последнее обусловлено отложением на стенках труб тонкого адсорбционного полимерного слоя, существенно снижающего адгезию твердой фазы глинополимерных растворов к поверхности труб.
Таким образом, из анализа физико-химических и структурно-механических свойств глинистых тампонажных растворов следует, что им принадлежит основная роль в механизме гидроизоляции каналов фильтрации проницаемых пород. Основными технологическими свойствами таких растворов являются:
1. Высокая проникающая способность в трещины с различной раскрытостью.
2. Повышенная водоотдача растворов, способствующая формированию высокоструктурированных тампонов.
3. Регулируемые в технологически необходимых пределах вязкость и структурно-механические свойства растворов.
Для эффективной реализации механизма тампонирования проницаемых пород, контроля и регулирования технологических свойств глинистых тампонажных растворов, производство изоляционных работ осуществляется в два последовательных этапа. Вначале при приготовлении исходного объема раствора на поверхности дозировкой концентрации твердой фазы, необходимого количества соответствующих химреагентов и наполнителя. А на этапе закачивания раствора в при-забойную зону проницаемых пород - регулированием расчетных параметров режима нагнетания (подача насоса, давление на устье и время). Основной гидроизолирующий эффект при этом достигается за счет трансформации исходного состояния суспензии (жидкое) в качественно другое состояние - вязкопластичное.
В технологических процессах изоляции проницаемых пород механизм структурообразования тампонажных глинистых растворов используется как для непосредственного закупоривания каналов фильтрации (обычно малых и средних размеров с раскрытием трещин не более 0,05-0,30 мм). А также для предварительной обработки приза-бойной зоны высокопроницаемых пород (раскрытие трещин более 0,4-0,7 мм) с целью повышения гидравлических сопротивлений на радиусе нагнетания твердеющих тампонажных смесей.
Сравнительный анализ показателей применения традиционной и усовершенствованной технологии строительства скважин
Разработанный по результатам проведенных аналитических обобщений, методических подходов и технологических решений комплекс по системному совершенствованию технологических процессов бурения и заканчивания скважин испытан и внедряется на разведочных площадях и разрабатываемых нефтегазовых месторождениях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Оренбургской, Тюменской, Калининградской и Архангельской областей, Красноярском и Краснодарском крае и. т. д. [1,9, 15] (табл. 6.1).
Здесь представлены обобщенные сравнительные показатели при строительстве скважин с применением традиционных и системных технологий с соответствующими комментариями.
1. Технология обработки проницаемых стенок ствола гидромониторными струями буровых и тампонажных растворов в процессе бурения скважин приводит к формированию в приствольной зоне блокирующего экрана из кольматационной среды в каналах фильтрации и адгезионного покрытия на стенках скважины, гидроизолирующие характеристики которого в сравнении с неуправляемым процессом образования зон кольматации и фильтрационной корки при традиционных технологиях, существенно возрастают (табл. 6.2). В результате градиент давления при действии на ствол репрессии повышается до градиента горного давления (0,21-0,24-Ю-1 МПа/м, а градиент давления при действии депрессий -до (0,03-1,05)-10"2 МПа/м.
Применение этой технологии позволяет селективно выделить в разрезе скважин интервалы поглощающих пород и предупредить флюидопроявления и межпластовые перетоки при снижении статического уровня бурового раствора до 150-250 м. За счет этого достигается стабильность гидравлических условий и технологических операций при производстве исследовательских и изоляционных работ.
Одновременно, приствольный экран с высокими гидроизолирующими характеристиками создает оптимальные гидравлические условия для бурения скважин при различных дифференциальных давлениях вскрытия продуктивной толщи и разобщения флюидонасы-щенных пластов при креплении скважин.
2. Методы экспресс-оценки технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины в процессе бурения проводятся после формирования в приствольной зоне гидроизолирующего экрана гидромониторной кольматацией стенок. Это позволяет существенно расширить инфорацмионную базу промысловых данных, непосредственно связанных с гидравлическими условиями, технологическими процессами и техническим состоянием ствола скважины в реальном времени. Объем и качество этой информации, как показывает опыт, достаточны для принятия обоснованных решений по оперативной корректировке технического состояния ствола и регулированию технологических процессов в изменяющихся с глубиной геолого-физических и гидравлических условий бурения.
До настоящего времени, как известно, подобные комплексы гидродинамических исследований и гидромеханических испытаний по оперативной оценке технического состояния ствола и гидравлических условий строительства скважин в промысловой практике отсутствуют. Поэтому насколько обоснованы проектные и оперативно принимаемые решения, а также тесно связанных с ними буровых технологий хорошо известна и не требует каких-либо комментариев.
3. Низкий уровень технологической эффективности и технико-экономических показателей работ при борьбе с поглощениями связан с отсутствием у исполнителей необходимой информации о гидравлическом состоянии осложненной скважине (межпластовые перетоки), фильтрационных и геолого-физических характеристиках высокопроницаемых пород (коэффициент приемистости, толщина участка поглощения, пластовое давление и температура, плотность пластового флюида) и сложности геолого-технических условий производства изоляционных операций. Кроме того, у специалистов недостаточно развиты представления о механизмах снижения проницаемости поглощающих пород, режимах нагнетания тампонажных смесей в проницаемые породы призабойной зоны и тесно связанных с ними технологических схемах производства изоляционных операций.
В табл. 6.3 по результатам анализа обширного промыслового материала представлены сравнительные технико-технологические показатели методов изоляции поглощающих пластов различной категории сложности на нефтяных месторождениях с применением традиционных технологий и технологии с регулируемыми режимами нагнетания тампонажных смесей. Как следует из приводимой таблицы, при борьбе с поглощениями в намюр-серпуховских и окских отложениях показатель успешности технологии изоляции поглощающих пластов при режимах нагнетания, согласованных с их фильтрационными и геолого-физическими характеристиками превышают традиционные по всем категориям сложности в среднем в 1,3-2,0 раза. При этом расход тампонажного цемента в расчете на одну операцию сокращен на 30-49 %, коэффициент полезного использования тампонажной смеси повышен с 1,2...2,9 раза, затраты времени на изоляцию одного поглощения сокращены в 1,85 раза.
4. Из результатов промысловых испытаний технологии комбинированного разобщения пластов на месторождениях НГДУ «Азнакаев-скнефть» (1998-2001 гг.) в продуктивной толще следует, что в аномальных условиях заканчивания (снижение начального пластового давления на 40—50 %, градиент межпластового давления 2,5-3,0 МПа/м) и эксплуатации скважин (градиент межпластового давления 3,7-4,1 МПа/м) отмечается существенный рост герметичности крепи при закрытой конструкции забоя (табл. 6.4, рис. 6.2). Так, в сравнении с базовыми эксплуатационными скважинами в опытных прирост добычи нефти составил 10-15 % при отсутствии практически обводненности (табл. 6.5). Тогда как текущая обводненность по базовым скважинам изменялась от 55 % до 88 % [52].
Аналогичные результаты эксплуатации опытных скважин получены при заканчивании открытым забоем (табл. 6.4) с формированием приствольного кольматационного экрана. Как следует из данных таблицы, прорыв пластовых вод к фильтру скважин за период эксплуатации (75-213 суток) отсутствует, показатели добычи нефти в сравнении с закрытым забоем скважин (табл. 6.3) повысилась на 24,5 %, а коэффициент продуктивности - в 2,2 раза. Причем в скважинах с открытым забоем (гидравлически совершенные по характеру и степени вскрытия) имеется существенный резерв по увеличению добычи нефти. Опытные скважины эксплуатируются при забойных депрессиях в 1,9 раза меньших, чем базовые (среднее значение депрессий 2,6 МПа) и динамических уровнях жидкости в опытных скважинах, сниженных в 3,0-3,5 раза.
