Исследованиетехнологий и технических средствдля повышения качествавскрытия и разобщения продуктивныхпластов
На правах рукописи
САФИН РУСТЕМАТЛАСОВИЧ
РАЗРАБОТКА, ИССЛЕДОВАНИЕТЕХНОЛОГИЙ
И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВДЛЯ повышЕНИЯ КАЧЕСТВАВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХПЛАСТОВ
Специальность 25.00.15– Технологиябурения и освоения скважин
Автореферат диссертациина соискание ученой степени
кандидата техническихнаук
Тюмень – 2009
Работа выполнена вГосударственном образовательномучреждении высшего профессиональногообразования «Тюменский государственныйнефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
Научныйруководитель - доктор технических наук
Курбанов Яраги Маммаевич
Официальныеоппоненты - доктор технических наук
Киреев Анатолий Михайлович
- кандидат техническихнаук
Кузнецов Роман Юрьевич
Ведущаяорганизация -Открытое акционерное общество
«Сибирскийнаучно-исследовательский институтнефтяной промышленности»
(ОАО «СибНИИНП»)
Защита состоится 13ноября 2009 года в 14-00 часов на заседаниидиссертационного совета Д 212.273.01 приТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. 50 летОктября, 38.
С диссертацией можноознакомиться в библиотечно-информационномцентре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул.Мельникайте, 72 а, каб. 32.
Автореферат разослан 13октября 2009 года.
Ученый секретарь
диссертационного советаД 212.273.01,
доктор технических наук,профессор Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ
Актуальность работы
Современное состояниеразработки многих нефтяных месторождений Урало-Поволжьяи ЗападнойСибирихарактеризуютсяснижением дебитов скважин (до 0,5– 1,0т/сут), повышениемобводненностидобываемого продукта(до 90 –95 %),увеличением фонда простаивающихскважин (до50 – 60 %)и низким(до 0,3) коэффициентомизвлечения нефти (КИН)
Сохранение темпов добычи углеводородногосырьятребует решения многихспецифических задач по качеству вскрытияпродуктивных пластов и надежному их разобщению от вышеи нижезалегающихпроницаемыхгоризонтов.
Традиционно принятаятехнология заканчивания скважин предопределяетсоздание давления на цементный камень значительной величины. В результатепри наличиидвух илинесколькихэксплуатационныхобъектов снезначительнойтолщиной перемычки (разобщающегопропластка) имеется вероятностьпреждевременного прорыва подошвенных,надкровельных либо посторонних вод по затрубномупространству в продуктивныйпласт. Увеличивается фонд скважин, простаивающихв ожиданиикапитального ремонта, возрастают потери объемовдобычи нефти,ухудшаетсяэкологическаяобстановка, возникают и другие нежелательныеявления иосложнения.
Такимобразом,строительствокачественных скважин, с новыми конструктивнымии функциональными элементами, обеспечивающимиресурсосберегающиетехнологическиерешения, является актуальнойпроблемойэффективнойразработки нефтяных и газовых месторождений.
Цельработы
Повышение эффективностистроительстваскважин насложно построенных месторожденияхнефти игаза путемсовершенствованияконструкции низа эксплуатационнойколонны.
Основныезадачи исследований
- обобщение и анализ факторов,оказывающих влияние на конечный результатпроцесса строительстваскважины, качество вскрытия и надежностьразобщенияпродуктивныхгоризонтов;
- выявлениесреди большого количествафакторов,обуславливающихкачество вскрытия и надежность разобщенияпродуктивныхгоризонтов, наиболее значимых;
- разработка иизготовлениетехнических средств посовершенствованиюконструкции забоя скважин(интервалапродуктивной части пласта) в целяхустраненияотрицательныхпоследствийпроникновенияфильтрата и твердой фазы бурового раствора в структуру поровогопространствапродуктивного пласта;
- апробированиеразработанныхпредложений,рекомендаций,технических средств и технологий при строительстве и эксплуатациискважин.
Научнаяновизна
- Теоретическиобосновано иэкспериментальноподтверждено, что изболее чемтрех десятковфакторов, влияющих на качество вскрытия и надежность разобщенияпродуктивных пластов, наиболеезначимыми взависимости от конкретных геолого-технологических условийстроительстваскважин, являются несколько (не более десяти). Их вид и значимость не являются общими,зависят отусловий проведения работ.
- Научно обосновано и подтвержденоэкспериментально, что изменениевнутреннего инаружного давления на различных стадияхработы скважин (цементирование,ожиданиезатвердеваниятампонажногораствора, испытания нагерметичностьобсадной колонны, освоение и т.д.) приводит к нарушению герметичностина контактныхучастках «обсадная колонна – цементный камень», «цементныйкамень – обсадная колонна»
- Доказано, что создание в кровле и подошве продуктивногогоризонта, винтервалах против малопроницаемых,разобщающихпродуктивный пласт интервалов(глинистых перемычек) демпфирующегоустройства воснастке обсадной колонныспособствуетувеличению срока безводнойэксплуатации скважин в2,3 2,8раза.
Практическая ценность иреализация работы
- Разработан алгоритм выявлениянаиболее значимых факторов,влияющих нарезультаты работ по заканчиванию скважин,позволяющий заблаго-временно, на стадии проектирования ипланированияотдельных работ, целена-правленноосуществлять выбор, либокоррекциютехнологическихпараметровпроведения работ и конструкций техническихсредств дляих осуществления.
- Разработаны конструкцииузлов оснастки низа обсадной колонны – отсекатель;фильтр односторонней связипродуктивный пласт – скважина; противопесочныйфильтр ифильтр,способствующийодновременнотермокис-лотномувоздействию на пласт и предупреждениепопадания твердых частиц в скважину. Их применениеспособствовалоповышению дебита скважины,объему добытой нефти,удлинению сроковбезводнойэксплуатациискважины.
Апробация результатовисследований
Основныеположения ирезультатыдиссертационнойработы обсуждались наВсероссийскихнаучно-практическихконференциях:«Проблемы развития нефтянойпромышленностиЗападной Сибири» (Тюмень, 2001 г.); «Проблемы развитиятопливно-энергетическогокомплекса Западной Сибири на современномэтапе» (Тюмень, 2001, 2004 гг.); «Пути реализациинефтегазовогопотенциалаХанты-Мансийскогоавтономного округа» (Ханты-Мансийск,2003 г.); ежегодныхсеминарах,заседаниях кафедр «Бурениенефтяных игазовых скважин», «Разработ-ка иэксплуатациянефтяныхместорождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2005-2008 гг.).
Публикации
По темедиссертационной работыопубликовано 5 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях,рекомендованных ВАКРоссийской Федерации.
Объеми структураработы
Диссертационная работасостоит из введения, четырех разделов,основных выводов и рекомендаций, спискаиспользованных источников (117наименований). Работа изложена на 184страницах машинописного текста, содержит 37рисунков и 39 таблиц.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Вовведении обоснованаактуальность темы диссертационнойработы,сформулированы цели и задачи исследований,определены научная новизна и практическаяценность.
Впервом разделе диссертации проведено обобщениерезультатов
теоретических иэкспериментальных исследованийпо изучениюпричин возникновения заколонных и межпластовыхперетоков пластового флюида на раннихстадиях эксплуатации скважин.Выявленомногообразиефакторов, влияющих на качество вскрытия и разобщения продуктивныхпластов.
Вработе рассмотрены результатыисследований С.Д. Абрамяна, А.Г.Аве-тисова, Ф.А. Агзамова, М.О. Ашрафьяна, Ю.М.Басыргина, А.И. Булатова,Ю.М.Бута, В.С.Данюшевского, Р.Р. Ишкаева, Н.Х.Каримова,И.С. Катеева,А.А.Клюсова, А.Т.Кошелева, И.В. Кравченко, В.М. Крылова, Ю.С.Кузнецова, Я.М. Курбанова, В.П.Овчинникова,П.В.Овчинникова, А.Ф. Полака, В.Н. Поля-кова,Ш.М. Рахимбаева, Н.И. Рылова, Л.И.Рябовой,С.А. Рябоконя, В.А. Сегаль, Э.М.Сулейманова,В.Г. Суркова, Н.М. Шерстнева, И.Г.Юсуповаи др.
Иханализ показывает, что после продавливаниятампонажногораствора взатрубноепространство он ещедлительное время, допревращения вкамневидное тело, находится в квазитвердомсостоянии. Давление вскважине превышает пластовое.Под действиемперепада давления, а также врезультатепротекания процессов седиментации,контракции вформирующемсяцементном камне, образуются поры, трещины, тоестьканалы,в последствие являющиеся«проводниками пластового флюида». Каналы образуются и на контактах «цементныйкамень – обсадная колонна», «цементныйкамень – горная порода». Меняются и физико-механическиесвойства твердеющей тампонажнойсмеси. Показано, что на конечныйрезультат влияют такиепоказатели, как параметры тампонажногораствора (видвяжущего, скорость формированияцементного камня, составтампонажногораствора ит.д.), условияформированияструктуры цементного камня(давление,температура, перепад давлениймежду скважиной и пластом, фильтрационныесвойства,контактирующий со скважинойпристенного участка пород,литологическийсостав породы и т.д.),технологическиепараметры процесса цементирования(время контакта прокачиваемыхпо затрубному пространствутехнологическихжидкостей спристенным участкомвскрываемых горных пород,наличие илиотсутствие буферной жидкости, режимы их движения и др.),технологическаяоснастка обсадной колонны(наличие центраторов, турболизаторов,скребков, муфты ступенчатогоцементирования, их количество и т.д.) и многие другие.
Большинство месторожденийУрало-Поволжья и ЗападнойСибири представляютв геологическом отношениимногопластовыезалежи, состоящие изнесколькихгоризонтов,насыщенных разным видомпластового флюида –газ, нефть,вода. Междуними, какправило, располагаетсямалопроницаемаяперемычка (пласт), сложенная породамиглинистого типа. Их толщина различна.Так жеразличны ивеличины пластового давления. В результатемежду нимиимеется градиент давления,который может достигатьзначительной величины и способствоватьвозникновениюмежпластовых перетоков, и как следствие – преждевременному обводнению скважиннойпродукции.
На рисунке 1представлены сведения по частотеобводнения в зависимости от толщиныразобщающего пропластка. Видно, что частотаобводнения скважин резко снижаетсяпри толщинеразобщающегопропластка более 4 м.При толщинедо 4 м имеетсятенденция резкого пониженияпроцента обводнения. Следуетотметить, что во всех случаяхцементированиеосуществлялосьраствором наосноветампонажногопортландцемента одной партии с последующейперфорацией кумулятивнымперфоратором типа ПК-103 сплотностью 20отверстий наодин погонный метр. Способэксплуатации – спомощью глубинного насоса.Обводнение скважин имеетразличный характер, что связано, по-видимому,наличиемразных путейперетоков: либо по контакту «цементныйкамень – горная порода», в результате разрушенияфильтрационной корки, либо по образованнымв цементномкамне трещинам, вследствиевоздействия на негозначительныхдинамическихнагрузок приосуществлении в скважине различныхтехнологическихопераций. Толщинаразобщающегопропластка в3 – 4 метра являетсякритической,обуславливающаяразличие впричинах и,отсюда, методах предупрежденияпреждевременногообводнения скважин.
Помимоприсутствияразобщающего пласта, многопластовыезалежихарактеризуютсяприсутствиемводонефтяных(переходных) участков.
Вэтой связипредставлял интерес изучениевлияния переходной зоны в водонефтяныхпластах напоказатели ее разработки. Такой анализ был сделан дляПриразломногоместорождения ОАО «НКРоснефть».
Рисунок 1 – Влияние толщиныразобщающего пропластка на частотуобводнения скважины
Взависимости от толщиныпереходной зоны скважиныбыли разделены на три категории: 1 – толщина переходнойзоны 1,5м именее; 2 – толщина переходнойзоны более1,5 м споследующимпереходом до«чистой» воды; 3 – переходная зонапрослеживается до подошвыпласта. Втаблице 1 приведены некоторыерезультаты выполненногоанализа работыскважин с учетом предложеннойклассификации.
Изпредставленныхрезультатов видно, что около 80 % скважинпервой категории обводнилисьподошвенной водой в начале эксплуатации.Несмотря наотносительноодинаковые условия вскрытияпластов (перфорация), освоения(компрессорныйспособ освоения) иэксплуатации (в основномглубинонасосный) скважины 2 и 3категории длительное времяэксплуатировалисьбез обводнения продукции. Причем, в скважинетретьей категории периодбезводной эксплуата-ции более значителенпо сравнениюсо скважинами второй категории из-за отсутствиячисто водоносной части пласта, а так женеподвижности межфазного статическогоуровня в переходной зоне. Зависимости безводногопериода эксплуатациискважин 2 и 3категории (Т)от расстояния между ВНК и нижними отверстиямив интервалахперфорации(L),представлены на рисунке 2.
Таблица1 – Результаты исследованийи работыскважин
| Показатели (средние) | Категории скважин | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| Толщина,м: - нефтенасыщеннойзоны - водонасыщеннойзоны - переходной зоны | 5,0 3,1 0,4 | 4,8 2,7 2,8 | 6,0 - 2,7 |
| Пористость,% | 17,5 | 21,3 | 19,5 |
| Проницаемость, мкм2 | 0,375 | 0,520 | 0,405 |
| Числоанализируемых скважин, кол-во / % | 66,0/33,1 | 89,0/43,6 | 48,0/23,3 |
| Числоскважин, обводнившихся при освоении, кол-во/ % | 53,0/80,3 | 4,0/4,5 | - |
| Количествонефти, добытой из одной скважины забезводный период эксплуатации, тыс.т | 0,42 | 29,0 | 64,5 |
| Безводныйпериод эксплуатации скважин, месяцы | 2,3 | 29,8 | 50,0 |
Рисунок 2 –Зависимостьбезводного периода эксплуатации(Т) отрасстояния между ВНК до нижних перфорационныхотверстий (L), атак же толщины переходнойзоны (Нп.з.): 1,2 –Т = f (L)– для скважин соответственно 3и 2 категории; 3 – Н п.з. = f(L) –дляскважин 2 категории
Большинство скважин(около 70 %), вскрывших ВНЗ,обводняются из-за негерметичностицементного кольца в рассматриваемоминтервале.Свидетельст-вом этому являются и результатыпроведенияводоизоляционныхработ. Так,успешностьпроведенияводоизоляционныхработ сиспользованиемметодов закачивания тампонажногораствора вводонасыщенныйгоризонт,представленный литологическиоднородными породами, показало,что успешность работ в скважинах 2 и 3 категориисоставила порядка 84 %, в то время как в скважинах 1 категориивсего лишь 22%.
Исследования НГК,ННКТ такжепоказали, что подъем ВНК в основном наблюдаетсяпри толщинепереходной зоны менее 2 метров. Если учесть, что при освоении создавалась депрессия на пласт в пределах 7,0 – 8,0 МПа, то критичес-кое давление на 1мтолщины переходной зоны составляет 3,5– 4,0 МПа, что в 2раза больше критического давления на 1,0 мцементного кольца за обсадной колонной (2,0МПа).
Притолщине переходной зоны в 1,5м ивыше (скважины 2 категории)надежностьразобщениязначительно вышепо сравнениюсо скважинами 1 категории.Следовательно, для сохраненияцелостностицементного кольца в интервале«ВНК – нижние отверстияперфорации» и снижениячисла обводнения скважинцелесообразноосуществлятьперфорационныеработы только в интервале нефтянойчасти пласта.
Следует отметить,что сучетом установленных свойствпереходной зоны можно будет совершенствоватьи системызаводненияводонефтяныхинтервалов. При этомцелесообразновыделить ихв объектсамостоятельнойразработки. Воду на таких участкахследует закачивать избирательно:скважины 1 категории, эксплуатациякоторыхмалоэффективна из-за высокойобводненности,необходи-моиспользовать в качественагнетательных, а скважины 2 и 3 категории – вкачестве добывающих.
Такимобразом, обобщение полученных результатовпоказывает нанеобходимостьвыявления наиболее значимых (определяющих) показателей (параметров) всеготехнологическогопроцессацементированияскважины.
Вовтором разделе представленырезультатытеоретическихисследований по выявлениюнаиболее значимых показателей,определяющих конечныйрезультат цикла заканчиванияскважин.
Универсальных способовпостроенияматематическихмоделей нет,а в
каждомконкретном случае модельсоздается взависимости от поставленныхзадач исследований с учетом требуемойточности решения идостоверностиисходных данных. Учитывается иправильность выбора выходного параметра,для нашейзадачи – показателя качествацементирования.Качествоцементированиясегодня восновном оценивается: уровнемподъема тампонажного раствора в заколонномпространстве, плотностьюсцепления (контакта) цементногокамня собсадной колонной, наличием в составе добываемогопродукта воды. Изложенное обусловиловыбор следующих показателейоценки качества вскрытия и надежности разобщения продуктивныхпластов:
- прорывпластовых вод. Оценивается посодержаниюводы всоставе добытой нефти (К1), более15 %;
- обводненностьнефти (К2). Безводной считаетсянефть, содержащая воду до 1 %;
- хороший контактцементного камня с колонной и породой (К3 60 %) винтервалепродуктивного пласта, 100 ми выше;
- плохой контактцементного камня с обсадной колонной и породой в этом же интервале (К4 40 %);
- недоподъем тампонажногораствора взатрубномпространстве до планируемойвысоты,на 50 м и более (К5).
Дляпроведения анализа былаосуществлена выборка технико-технологи-ческих параметровпо 32 скважинам (17 параметров), которые были разбиты на две группы: А –давшие чистую нефть при освоении (24скважины), В–давшие нефтьс водой (8скважин). Врезультате анализа было установлено с долейвероятности 0,95 наличиеявного различия между рядами для всех 17 параметров.
Число скважин и число параметровдля осуществления анализа в соответствиис процедуройВальда былиувеличенысоответственно до 52 и 40. По результатампроведенного анализа былоустановлено (таблица 2):
- 26 факторов из 40анализируемых по критерии«получения безводнойнефти» являются взаимнонекореллируемыми и оказываютзаметное влияние на результатыпервичногоцементирования;
- напрорыв пластовых водиобеспечение высоты подъематампонажногораствора оказываютвлияние 17показателей;
Таблица 2 –Значения коэффициентовинформативности
| Показатель | Ед. изм. | Обозна-чение | Критерийоценки | ||||
| Прорывпласто-вых вод | Обвод-ненность | Коэффи-циент сцепле-ния | Недо-подъем тампо-нажного раствора | Сумма | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1.Разность плотностей тампона-жного и буровогорастворов | кг/м3 | X1 | 2,10 | 2,13 | 0,28 | 0,20 | 4,71 |
| 2.Обработка реагентами нижнейпорции тампонажного раствора | - | Х3 | 2,44 | 0,96 | 0,52 | 0,56 | 4,48 |
| 3.Время промежуточных промывок | ч | Х4 | 0,30 | 0,86 | 0,54 | 0,13 | 1,83 |
| 4.Время спускаобсадной колонны | ч | Х22 | 0,73 | 0,15 | 0,39 | 0,51 | 1,78 |
| 5. Вязкостьбурового раствора | с | Х28 | 0,88 | 0,10 | 0,18 | 0,13 | 1,29 |
| 6. Время от началасхватываниятампонажногораствора доокон-чанияпроцесса цементирования | ч | Х24 | 0,18 | 0,15 | 0,21 | 0,43 | 0,97 |
| 7.Объем нижнейпорции тампонажного раствора | м3 | Х23 | 0,20 | 0,15 | 0,30 | 0,17 | 0,82 |
| 8.Тип буфернойжидкости | - | Х17 | 0,14 | 0,22 | 0,24 | 0,12 | 0,72 |
| 9.Градиент скорости восходящегопотока | С-1 | Х10 | 0,26 | 0,10 | 0,10 | 0,17 | 0,63 |
| 10.Растекаемостьцементного раствора | см | Х7 | 1,18 | 0,65 | - | 0,26 | 2,09 |
| 11.Величина зазора за колонной в интервале цементирования | м | Х36 | 1,12 | - | - | - | 1,12 |
| 12.Период времени между концом и началом схватываниятампонажногораствора | ч | Х33 | 0,81 | - | 0,41 | 0,13 | 1,34 |
| 13.Число установленных пакерующихэлементов | шт. | Х21 | 0,67 | - | 0,35 | - | 1,02 |
| 14.Высота столба буфернойжидкости | м | Х6 | 0,64 | 0,23 | 0,49 | - | 1,36 |
| 15. Времяпромывки перед цементированием | ч | Х15 | 0,63 | 0,24 | 1,04 | - | 1,91 |
| 16.Число установленных турбулизаторов | шт. | Х35 | 0,63 | - | - | - | 0,63 |
| 17.Плотностьпромывочной жидкости | кг/м3 | Х14 | 0,40 | 0,24 | 0,34 | - | 0,98 |
| 18.Число установленных центраторов | шт. | Х18 | 0,38 | 0,22 | - | - | 0,60 |
| 19.Прочность цементного камня на изгиб | МПа | Х11 | 0,28 | 0,48 | 0,56 | - | 1,32 |
| 20.Водоотдача бурового раствора | см3/30 мин | Х26 | 0,28 | 0,11 | 0,64 | - | 1,03 |
| 21.Угол искривления скважины в зонепродуктивного пласта | град. | Х20 | 0,24 | 0,15 | - | 0,46 | 0,58 |
| 22. Числопромежуточныхпромывок | опер. | Х13 | 0,14 | - | - | - | 0,14 |
| 23. Времяцементирования | ч | Х8 | - | 0,54 | - | 0,29 | 0,83 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 24.Время промывки передспуском колонны | ч | Х12 | - | 0,45 | 0,45 | 0,26 | 1,16 |
| 25.Глубина спуска колонны | м | Х19 | - | 0,18 | - | 0,16 | 0,34 |
| 26.Средневзвешенныйдиаметрнеобсаженного ствола в интервале цементирования | м | Х37 | - | 0,14 | - | - | 0,14 |
| 27. Числоустановленныхскребков | шт. | Х30 | - | - | - | 0,56 | 0,56 |
| Факторы,значениякоэффициентовинформативностикоторых малозначимы: величина зазора за колонной в интервалепродуктивного пласта (Х2); средневзвешенныйдиаметр ствола скважины в зонепродуктивного пласта (Х5); скоростьвосходящего потока в зоне продуктивногопласта (Х9);производительность насосов при промывке,перед цементированием (Х16);конецсхватыванияцементного раствора (Х31); диаметрколонны (Х29);началосхватыванияцементного раствора (Х25); давление в концепродавливаниятампонажногораствора (Х27);плотностьтампонажногораствора (Х32);высотаподъема тампонажного раствора (Х34); расхаживаниеколонны (Х38);наличиеВУРа (Х39);наличиеВУРа ибуферной жидкости (Х48) | |||||||
- напоказатель качества цементирования(сцеплениецементного камня с обсадной колонной) – 15показателей.
Анализируя представленныерезультаты, можно заключить,что общимипараметрамивлияющими навыбранные критерии оценкикачества вскрытия и надежностиразобщенияпродуктивных пластов влияютпервые девять факторов,
расположенных в таблице 2 согласно абсолютнойвеличины значения коэффи-циента информативности(это Х1, Х3,Х4, Х28, Х24, Х22, Х23, Х10, Х17); остальные влияют лишь на отдельные критерии,хотя ихсуммарнаяинформативность в некоторыхслучаях дажевыше суммарной информативностипервой группы. Четко прослеживаетсяналичие третьей группыфакторов – показатели информативность,значимость которых малозначительна.
Втретьем разделе представлены:описание конструкции устройства,обеспечивающеепостоянство контакта цементногокамня собсадной колонной и горной породой в условияхменяющихсявнутренних инаружных давлений; результатырасчетов еготехническиххарактеристик;технология работ ирекомендованныеварианты установки устройства в оснасткеобсадной колонны.
Однимиз направлений повышениягерметичности заколонногопространстваявляется создание надежногоразобщающего экрана. При этом, помиморазработкисоответствующихрецептур тампонажных растворов, следуетобратить внимание наобеспечениегерметичностиконтактных участков «цементный камень –горная порода», «цементный камень – обсадная колонна». Сотрудниками ТатНИПИнефтьбыло показано, что при внутреннемдавлении равном 15 МПа в трубах диаметром 146 мм, с толщинойстенки 10мм, группыпрочности «Д» возможнарадиальнаядеформациярасширения в 40 мкм. При этом возможно нарушение структурыцементного камня.
Одним из возможныхрешений даннойпроблемы – может бытьиспользование«разобщителя пластов» – устройства, компенсирующеевоздействиеизменений наружного ивнутреннего давлений на состояниеконтактной зоны «цементныйкамень – обсадная колонна» (рисунок 3).
Рисунок 3 – Разобщительпластов
Онпредставляет собой патрубок,состоящий извнутренней (3) и внешней труб (5). Вовнешнюю трубу монтируетсяклапан (4).Пространство между внешней и внутреннимитрубамизаполняется воздухом или другим газом, напри-мер азотом. Заполнениеосуществляется через клапан.Герметичностьклапанаобеспечиваетсяшариком 9, прокладкой 7 и зажимной гайкой 6 на держателе 8.Присоединяется к обсаднойтрубе (1) посредством муфтового соединения(2).
Прицементированиискважины давление столбацементного раствора воздействуетна наружнуютрубу разобщителя и вызывают в ней радиальныедеформации,направленные к оси скважины. Труба,находясь вупругонапряжен-номсостоянии, после затвердевания тампонажногораствора прижимает цемент-ный камень к стенкескважины, исключая при этом образование каналов по контактам «наружная труба – цементный камень», «цементныйкамень – горная порода», тем самым повышаетсянадежностьгерметичности в заколонном пространстве.
Конструкция устройства рассчитана навоздействиемаксимальныхсминающих иразрывныхнагрузок, определены соответствующиедеформации.
Порезультатам расчета построенаномограмма (рисунок 4),позволяющаяопределятьсоответствующие типы и размеры труб для его изготовленияв зависимости от интервала установки.
Рисунок 4 –Номограмма для обоснованиятипа иразмеров труб «разобщителя»
Номограмма дает широкий выборнеобходимых данных. В частности приимеющейсямаксимальнойпрочности обсадных труб (марки Р), «разобщитель» может быть размещен до глубины 2000 м.
Дляобеспечениямаксимальновозможногоконтактного давления наружной трубы на цементныйкамень давление внутри разобщителядолжно превышать разностьдавлений между столбомцементного раствора (Рц) ипредельно допустимой сминающейнагрузкой (давлением) наружнойтрубы устройства.
Рассматривая цементный раствор при его твердении как вязко-упругуюсреду сграничнымконтактирующимдавлением навнутренней (r1)и внешней(R)поверхностяхцементной оболочкисоответственно Рк иРт для радиальногоТzz, окружного и осевогонапряжений вслучае плоской деформациицементного камня с учетом временирелаксации можно принятьвыражение
где d и k1 – постоянные иопределяются из предельных условий;
Мц –коэффициент Пуассона для цементногокамня;
– боковое горноедавление, МПа;
– контактное напряжение на внутреннейповерхности цементной оболочки.
Решаяего,можно определить контактноедавлениена границе«наружнаятруба расширителя –цементный камень» и, зная значениядавления намомент окончания цементирования, можно из условия возможныхдеформацийвнутренней инаружной труб устройства,сжимаемости газа, определитьнеобходимое (создаваемое) давление в его межтрубномпространстве для обеспе-чения постоянстваконтакта цементного камня с поверхностьюрасширителя.
Поаналогичной схеме рассмотренавозможностьизменения давления на внешней поверхностинаружной трубы устройства и отвоздействия вязко-упругойгорной породы черезцементную оболочку, котороепослесоответствующихпреобразований имеет вид
где 
;
; 
;
; 
;
r0 –радиус внутренней трубы, м;
r1 –внешний радиус внутренней трубы, м;
r2 –внешний радиус цементной оболочки,м;
G1 – модуль упругостицементного раствора;
G2 –модуль упругости цементного раствора стечением времени.
Установлено, что при нагружении«разобщителя»внутренним давлением, равнымдавлениюгидроразрыва горных пород и внешниммаксимальным боковым давлением,равным 4/3 горного давления,давление газа в межтрубном пространствеизменяется на 3 МПа.Учитывая первоначальныедавления, например, Рвозд. = 12МПа иуменьшение бокового давлениягорных породцемент-нойоболочкой,прочностныехарактеристики труб марки Д, диаметра 168 мм, с толщинойстенки 9мм обеспечивают ихприменение до глубины 2000 –2500 м.
Оценкатехническойэффективности предложенногорешения осуществ-лялась в сравнении со скважинамизаконченными по принятойтехнологии на одном и том же погеологическимусловиям разрезе. Вторичноевскрытиеосуществлялосьперфораторами ПК-103 с плотностьюперфорации 20 отв./м.Расстояние от нижних перфорационныхотверстий доводоносных пластов составляло 2,0 – 8,0м. Толщинаглинистой перемычки 1,4 –5,2 м. Испытание осуществлялосьна 15 скважинах. Результатыследующие:четырнадцать скважин введены в эксплуатациюс дебитомбезводной нефти 3,0 – 7,8т/сут,продолжительностьбезводного периода работыскважины более шестимесяцев, коэффициент успешности(отношениеколичества скважин с безводной продук-цией к общему количествускважин, накоторых проводились испытания)выше в 2,5раза посравнению с применениемдругихтехнологическихрешений, обводненностьпродукции через годэксплуатации ниже в 2 раза.
Такимобразом,внедрение устройства, компенсирующегоизменения
внешних и внутренних давлений на обсаднуюколонну, позволяет повыситьнадежность разобщенияинтерваловпродуктивных пластов сложнопостроенныхзалежей нефти и газа.
Вчетвертомразделеприводятсяописания разработок посовершенствованию конструкциизабоя скважины для повышения их производительности, представленырезультатыпромысловых испытаний.
Анализпередового опыта вскрытияпродуктивныхгоризонтовпоказывает, что наиболее перспективнойтехнологией является вскрытие,основанное на использованиибесперфораторногоспособа. Придавая в этом случае новые конструктивныефункции обсадной колонне в интервалепродуктивного пласта, ониспособствуютдостижению наиболее лучшихпоказателей работы скважины и разработкипродуктивных пластов в целом. Однако в этом случае не решается проблема,связанная спредупреждением либо устранениемпоследствия проникновения в пласттвердой фазыбурового раствора.
Восстановление коллекторскихсвойствпродуктивного пласта и ихсохранение после вскрытиявозможноиспользованиемконструкции фильтра содносторонней связью –жидкость поступает только из пласта в скважину.Конструкциятакого фильтра (фильтраотсекателя)представлена на рисунке 5. Он состоит из камеры 2 и трех клапанныхузлов (3, 4, 5). С однойстороны обсадной трубы 1, пообразующей,приваривается кожух 6 сщелевиднымиотверстиями, выполненными из части трубы с наружным диаметром 48 мм.
Камера2 с клапаннымузлом 3 соединена патрубком 7,выполненным из трубы с наружным диаметром 21 мм, и имеетзащитный кожух 8, выполненныйиз частитрубы диаметром 48 мм. Пространствомежду основной трубой и кожухом 6 заполняется гранулированныммагнием марки МРШ-95крупной фракции. Камера 2 состоит из корпуса 9,магниевой заглушки 10 имонтажного болта 11. Клапанноеустройство 3 состоит из корпуса 12, магниевойзаглушки 10, шарика 13,болта специального 14,цинкового упора 15и дополнительногоседла 16.Клапанныеустройства 4 и 5 идентичны и состоят из корпуса 17, магниевой заглушки 10,шарика 13, болта специального14 и упорацинкового 15.
Технологическиеработы повторичному вскрытию прииспользованииотсекающегоустройства осуществляютследующим образом. После ОЗЦ, по
колонне НКТзакачиваюттехническую соляную кислоту,обработаннуюводорастворимымиПАВ. Скважинавыдерживается в течение 3 –4 часов.При этоммагниевые заглушки, блокирующиеперфорационныеотверстия, растворя-ются. Создается избыточноедавление напласт, непревышающеедопустимое сминающее давление на обсадныетрубы. Кислота, попав в полостькожуха ипрореагировав с магнием,продавливается в пласт с оставлениемна 24 часавприфильтровой части забоя длярастворенияцинкового упора отсекателя.При вскрытиимногопластовойзалежи воснастку обсадной колонныможет бытьвключено несколько отсекателей. Сведения о результатахпримененияустройствапредставлены в таблице 3.
Всескважины привводе вэксплуатацию и год спустя (кроме одной) не былиобводнены.Обводненность скв. 21818 черезгод эксплуатации составила 67%.
Восстановление иобеспечениесохранностиестественныхколлекторскихсвойств продуктивных пластов в нефтяныхскважинах возможно ииспользованиемконструкции фильтра,представленного на рисунке 6.
Впредлагаемойконструкции, решение изложенныхвыше задачобеспечиваетсясозданием вфильтре щелевидных перекрывающихдруг другаотверстий,охватывающих всю толщинувскрываемой части пласта, с одновремен-нотермокислотной ееобработкой. Фильтр изготавливаетсяиз обсадныхтруб разныхдиаметров исостоит изкорпуса 1 сфильтрационнымиотверстиями 2,расположенными в однойгоризонтальнойплоскости,заглушеннымипробками,
Таблица 3 – Сведения о работе скважин,оборудованных фильтромодносторонней связи
| Номер сква-жины | Характеристикапродуктивных пластов | Давление, МПа | Время освое-ниясква-жины, ч | Дебит, т/сут | ||||||
| Тип коллек-тора | Интервалвскрытия ФОС, м | Толщина, м | ||||||||
| нефте-насы-щен-ной части пласта | слабо нефте-насы-щен-нойчасти пласта | гли-нис-того прос-лоя | водо-нефтя- ного пласта | при вскры-тии | при опрес-совки | |||||
| 28015 | Карбо-наты | 1172,0-1176,0 | 6,0 | - | - | 115,2 | 15 | 12 | 10 | 6,0/3,5 |
| 19594 | Песча-ники | 1807,2-1808,7 | 1,8 | 1,2 | 7,2 | 2,0 | 12 | 5 | 11 | 3,6/13,1 |
| 13250 | Песча-ники | 1828,0-1830,5 | 2,8 | 0,8 | 2,6 | 1,0 | 15 | 8 | 20 | 14,6/14,0 |
| 952д | Песча-ники | 1846,0-1849,0 | 2,4 | - | - | 4,8 | 12 | 15 | 21 | 4,3/7,2 |
| 28180 | Песча-ники | 1149,0-1151,6 | 6,2 | - | - | 30,0 | 9 | 15 | 28 | 3,9/3,9 |
| 26126 | Карбо-наты | 1229,0-1231,8 | 3,0 | 5,6 | - | 29,2 | 15 | 10 | 22 | 4,2/10,8 |
| 21818 | Песча-ники | 1718,0-1720,0 | - | 2,0 | - | 8,4 | 14 | 10 | 20 | 4,0/4,3 |
| 13263 | Песча-ники | 1805,4-1808,2 | 3,0 | 2,0 | - | 4,4 | 15 | 15 | 44 | 5,1/5,1 |
| 17107 | Карбо-наты | 1129,4-1131,2 | 5,0 | - | 4,0 | 21,8 | 12 | 12 | 26 | 4,4/3,0 |
| 8359 | Песча-ники | 1793,0-1795,2 | 8,0 | 2,6 | - | 14,0 | 14 | 15 | 28 | 12,0/20,0 |
Примечание: В числителеуказан дебит при вводе скважины вэксплуатацию, в знаменателе – через годэксплуатации | ||||||||||
выполненнымииз магниевойстали 3.Накорпус надеваются полумуфты 4, ккоторымприваривается кожух 5, изготавливаемыйтакже изобсадной трубы большегодиаметра. Вкожухе делаются щелеобразные,перекрывающие друг друга отверстиядлиною порядка 100 мм и шириною 2 – 3мм. Полостьмежду корпусом и кожухом заполняетсягранулированныммагнием крупной фракции (5 –10 мм)марки МРШ-95. Приотсутствиинеобходимостипроведениятермокислотной обработкизаполнениемежтрубногопространства возможно
чугунной фракцией или другимгрубодисперснымматериалом. Подго-товка ствола, спуск,шаблонирование и цементированиеэксплуатационной ко-лонны проводитсяпо обычнойтехно-логии. Послеожидания затвердеваниятампонажногораствора устанавливаютсоляно-кислотнуюванну на 8-12ч для растворения магниевыхзаглушек ивзаимодействиякислоты сзаполните-лем. Процесс взаимодействиясопрово-ждаетсятепловыделением.Термокис-лотнаяобработкаспособствует восста-новлениюколлекторскихсвойствпродуктивного пласта, ухудшенных при вскрытии его бурением ицементировании, а также удалению смолистопарафиновых веществ в призабойнойзоне пласта.
Результатыопытно-промыш-ленноговнедренияпредставлены в таблице 4.
Таблица 4–Результаты работы скважин, оборудованныхфильтром
| Номер сква-жины | Толщина, м | Тип коллек-тора | Объем закачен-ной/пог-лощен-нойсолянойкислоты | Сведения о работескважины при | ||||||
| освоении | вводе вэксплуатацию | |||||||||
| неф-тяногопласта | нефте-насы-щенной части пласта | глинис-той пере-мычки | водона-сыщен-ной части пласта | кол-во циклов | время осво-ения, ч | дебит скважи-ны, т/сут | про-цент воды | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 7408 | 3,0 | - | - | - | Песч. | 3,0/1,0 | 2 | 8 | 2,7 | - |
| 7429 | 6,0 | - | - | - | Песч. | 3,0/3,0 | 3 | 15 | 9,7 | - |
| 7441 | 11,2 | - | - | - | Песч. | 3,0/1,0 | 2 | 8 | 22,7 | - |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 29858 | 10,0 | - | - | 13 | Карб. | 4,0/1,8 | 2 | 8 | 3,0 | - |
| 29727 | 4,0 | 2,4 | Ниже | Вода | Карб. | 3,0/3,0 | 2 | 8 | 1,8 | - |
| 29857 | 5,6 | 7,6 | - | - | Карб. | 3,0/1,5 | 2 | 8 | 2,7 | - |
| 29615 | 2,8 | - | - | 16,4 | Карб. | 3,0/1,5 | 2 | 8 | 2,7 | - |
| 27129 | 5,4 | - | - | - | Песч. | 3,0/3,0 | 2 | 8 | 9,0 | - |
| 6975 | 2,6 4,2 4,0 | - 17,4 4,6 | 2 3,6 - | - - 10 | - Карб. Карб. | - - 3,0/2,5 | - - 3 | - - 15 | - - 2,6 | - - 6,3 |
| 11169 | 17,6 | 2,6 | - | 17,4 | Карб. | 3,0/0,2 | 2 | 8 | 2,6 | 5,8 |
| 13387 | 8,2 | - | - | 5,4 | Карб. | 3,0/0,25 | 2 | 8 | 2,6 | 6,4 |
| 19763 | 2,8 | 2 | - | 1,8 | Карб. | 3,0/3,0 | 4 | 24 | 4,6 | - |
| 19780 | 0,8 3,0 - | - - 2,8 | - 1,4 - | - 7,2 - | Карб. | 3,0/3,0 | 4 | 24 | 3,6 | - |
| 19776 | - 4,4 | 2,0 - | - - | - - | Песч. | 3,0/2,6 | 2 | 12 | 2,7 | - |
| 13252 | - 1,4 | 1,6 - | - - | - - | Песч. | 5,0/1,0 | 4 | 24 | 1,4 | - |
| 4793Д | 3,6 0,8 0,8 | - - - | - - 9,6 | - - 4,4 | Песч. | 5,0/1,0 | 2 | 12 | 4,3 | - |
Иханализ показывает, чтоиспользованиепредложеннойконструкции фильтра и технологии заканчиванияскважинспособствовалосокращению сроков освоения в 3,0 – 3,5раза посравнению соскважинами по «принятой» напредприятии технологии,сокращается также количество обводненныхскважин привводе ихв эксплуатацию.
Вотличие отгравийных фильтров, данная конструкцияне требуетрасширения ствола скважин, не вызываетосложнений при спуске эксплуатационнойколонны иэксплуатации, ремонте и исследованиискважины. Для проведенияпериодических работ по очистке фильтра в конструкциипредусмотреноналичие обратных клапанов (4шт.).
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
- Проведено обобщениерезультатовнаучно-исследовательскихработ вобласти обеспечения сохранностиестественных коллекторскихсвойств продуктивных пластов и надежностиих разобщения от выше и ниже залегающихпроницаемыхводонасыщенныхгоризонтов. Показано, что кроме известныхфакторов(технологические и техническиепараметры процесса вскрытия и разобщения)на решениепоставленных задач значительноевлияние оказывает наличие и толщинаразобщающегопропластка(глинистой перемычки) и переходнойводонасыщенной зоны.
- Установлено,что притолщине разобщающего пропласткаболее 4,0 мколичествообводняющихсяскважин резко снижается. Дано объяснениеустанов-ленномурезультату:при толщинеразобщающегопропластка до 1,5 мпричиноймежпластовыхперетоков является наличиеканалов поконтактам «цементный камень –поверхностьвмещающей среды»;при толщинеот 1,5 м до 4,0 м– совместноевлияние физико-химических процессовпротекающих при твердениитампонажногораствора ивзаимодействиипоследнего сфильтрационнойкоркой; притолщине более 4,0м – сопротивляемостьцементного камня воздействиюдинамическихнагрузок.
- Доказано наличие связи между толщинамипереходной зоны инефтенасыщеннойчасти коллектора в пластах сподошвенной водой. Обеспечениенадежностиразобщенияпродуктивных пластов, характермероприятий,направленных на сохранение ихгерметичности и проведение ремонтно-изоляционныхработ определяются толщинойпереходной зоны.
- Применениемнепараметрическихметодовматематическойстатистикиустановлено наличие связи ряда факторов,характеризующихпроцессы вскрытия и разобщения продуктивныхпластов. Обоснованы критерии(показатели),позволяющиеоценивать результаты цикла заканчивания скважин. С помощью диагностическойпроцедуры Вальда выявлены для Приразломногоместорожде-ния наиболее значимые и информативныепоказатели, влияющие на состояние контактацементного камня с обсадной колонной и горной породой.
- В целях обеспечениянадежностиразобщенияпродуктивных пластов, качества их вскрытия по результатамисследований совместно сТатНИПИнефтьсовершенствована и рекомендованатехнологиябесперфораторногоспособа вторичного вскрытия, для чего разработанои предложенодлявключения вкомпоновку низа обсаднойколонны:
- отсекатель пластов («разобщитель»), устраняющийобразование каналов наконтактах «цементный камень – горная порода», «цементныйкамень – обсадная колонна» за счет демпфированиядавлений ввоздушной камере межтрубногопространства.Предложенытехнологическиесхемы егоустановки для различныхусловий вскрытия продуктивныхпластов;
- фильтродносторонней связи (отсекательпластов). Принцип работыотсекателя пластов основан на создании одностороннейгидродинамическойсвязи скважины с пластом бесперфораторнымспособом.Разработанатехнология работ, рекомендованыобласти применения и варианты установок в сложнопостроенныхзалежах нефти и газа;
- фильтрзаколонный,позволяющийобеспечитьизоляцию водоносного пласта с сохранениемпроницаемостинефтеносного в залежах с малойтолщинойразобщающегопропластка. При егоприменении возможна термокислотнаяобработкапроницаемогонефтенасыщенногопласта. Разработана технологическаясхема егоприменения и предложеныварианты егоустановки при различныхусловиях залегания водонефтенасыщенных залежей;
- дляместорождений, разработкакоторыхсопровождаетсяпоступлением в скважину твердыхсоединений (песка) разработанаконструкцияпротивопесочногофильтраи рекомендованы вариантыустановки сучетом условий залеганияводо-и нефтенасыщенных пластов.
Напредлагаемыетехническиеустройстваразработананормативнаядокументация по их изготовлению иприменению.
- Апробированиеи внедрениеразработанныхтехническихсредств итехнологий их примененияспособствовалосокращению сроков освоения в 3,0-3,5раза посравнению соскважинами,заканчиваемых потрадиционнойтехнологии,увеличиласьпродолжительностьбезводного периода ихработы,коэффициентуспешности (отношение количестваскважин, накоторыхосуществлялосьиспытание, кобщему количеству скважин в 2,5раза вышепо сравнениюсо скважинами, заканчиваемыхпо «принятой» технологии), обводненностьпродук-ции через годэксплуатации ниже в 2 раза.
Основное содержание диссертацииопубликовано в следующихработах:
- Овчинников П.В. Анализ состояниякачествацементированияскважин применениемдиагностическойпроцедуры Вальда / П.В. Овчинников,А.А. Фро-лов,Р.А. Сафин// Проблемысовершенствованиятехнологийстроительства скважин и подготовкикадров дляЗападно-Сибирскогонефтегазодобывающегокомплекса: Материалы Всеросс.науч.-техн. конф. –Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.– С. 23-24.
- Предигер В.М. К вопросу о применении непараметрическихкритериев при анализесостояния качества разобщения продуктивныхпластов / В.М. Преди-гер,Р.А. Сафин, П.В. Овчинников // Большая нефть:Реалии, проблемы, перспек-тивы: Тр. Всеросс. науч.-техн. конф. – Альметьевск: АНИ, ОАО«ТАТНЕФТЬ», 2001. –С.478-481.
- Сафин Р.А.Совершенствованиеоснастки низа обсадной колонны /Р.А.Сафин, Я.М.Курбанов, П.В. Овчинников,В.В. Овчинников //ИзвестияВУЗов. Нефтьи газ. – 2009. – №3. – С. 19-22.
- Сафин Р.А.Совершенствованиеконструкциифильтрованной части обсаднойколонны /Р.А. Сафин,Я.М. Курбанов, П.В.Овчинников, В.В. Овчинни-ков // ИзвестияВУЗов. Нефтьи газ. – 2009. – № 5. – С.45-47.
- Овчинников В.П.К проблеметампонированияпродуктивныхсероводородсодержащихгоризонтов /В.П.Овчинников, Т.А.Ованесянц,Р.А.Сафин //Проблемытопливно-энергетического комплексаЗападной Сибири: Сб.науч. тр.Тюменского отделения РАЕН. – Тюмень, 2009. – С.126-132.
Соискатель Р.А. Сафин
