Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений для повышения производительности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений для повышения производительности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами"

На правах рукописи

ПУСТОВОЙ ПАВЕЛ АНАТОЛЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ „ . мл_

2 4 НОЯ 2011

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2011

005002188

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении «Кубанский государственный технологический университет» на кафедре нефтегазового промысла

Научный консультант: - доктор технических наук, профессор

Гилаев Гани Гайсинович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Пчелинцев Юрий Владимирович - кандидат технических наук Курамшин Ринат Мунирович

Ведущая организация: - Государственное унитарное предприятие

«Институт проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»)»

Защита состоится 14 декабря 2011 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 Научный центр нелинейной механики и технологии РАН (НЦНВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦНВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 14 ноября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Аверьянов А.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны до 60% и выше. Более 80% добывающего фонда скважин приходится на старые месторождения, где извлекаемые запасы сократились на 70 - 90% и ниже, при этом доля трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет и достигла более 60%. Существенно уменьшился суточный дебит скважин. К этой категории относятся нефтегазовые месторождения Краснодарского края, отличающиеся по глубинам залегания, физическим характеристикам коллекторов и насыщающих флюидов, времени ввода в эксплуатацию (70 лет). Здесь проблема стабилизации добычи нефти связана с проведением различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), требующих зачастую глушения и промывки скважин, что, как правило, приводит к снижению проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Опыт свидетельствует, что из-за особенностей строения коллекторов, их послойной и зональной неоднородности ни одна из технологических жидкостей не является универсальной. Необходим индивидуальный подход к выбору жидкости глушения на базе исследований кернового материала с зональной привязкой, а учитывая высокую интенсивность ГТМ обязателен принцип опережающего планирования ремонтных работ, методов оптимизации ремонтов в условиях ограниченных ресурсов.

Другой актуальной проблемой является появление межколонного давления (Рмк) ПРИ эксплуатации скважин, признанных ранее после строительства герметичными. Это, прежде всего, нефтегазовые глубокие скважины, пробуренные на рубеже 2000-х годов на небольшие линзовидные залежи нефти с АВПД, а также ряд скважин старого фонда. Формально, вне зависимости от величины Рмк, на каждой такой скважине требуется выполнить трудоемкий комплекс малоэффективных работ, подтверждающий, в результате, очевидную по опыту возможность безопасной эксплуатации. В связи с этим необходима разработка и согласование с надзорными службами научно-обоснованной концепции, регламентирующей условия и режимы безопасной эксплуатации скважин с РМк-

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин на базе научно-технологического обоснования режимов работы и планирования ремонтных работ.

Основные задачи исследований

1. Аналитические и экспериментальные исследования причин появления Рмк при эксплуатации скважин, ранее признанных герметичными после строительства.

2. Разработка концепции и научно-техническое обоснование принципов безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с Рмк.

3. Обоснование условий предупреждения и методов изоляции источников

Рмк-

4. Разработка альтернативных по эффективности:

- технологических жидкостей для глушения и бурения боковых стволов;

- способов декольматации призабойной зоны пласта;

- методов планирования ремонтных работ.

Методы исследования

Анализ и обобщение опубликованных работ и накопленного промыслового опыта. Аналитические, экспериментальные, опытно- промышленные исследования технологических процессов. Вероятностно-статистические и детерминированные методы анализа накопленного опыта работ.

Научная новизна

1. Научно обоснована концепция безопасной эксплуатации скважин с Рмк.

2. Разработана аналитическая схема расчета Рмк по давлению опрессовки промежуточной колонны с учетом ее износа при бурении и срока последующей эксплуатации скважины.

3. Теоретически и в опытно-промышленных условиях подтверждено появление Рмк в работающей скважине из-за теплового расширения бурового раствора.

4. На базе расчетов размеров и гидродинамических параметров каналов утечки обоснованы методика РИР и показатели свойств тампонажных составов для изоляции перетоков.

5. На основе теоретических и лабораторных исследований молекулярно-поверхностных процессов на границах раздела фаз разработаны эффективные рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин и промывки бурящихся боковых стволов.

6. Предложена методика планирования и управления ремонтом скважин для стабилизации добычи нефти.

Основные защищаемые положения

1. Методический подход к обоснованию принципов безопасной эксплуатации скважин с Рмк-

2. Аналитическая схема расчета допускаемых Рмк для безопасной эксплуатации добывающих скважин.

3. Методы предупреждения и ликвидации причин проявления Рмк-

4. Технологические жидкости глушения скважин и проводки боковых стволов.

5. Методика планирования объемов ремонтных работ для стабилизации добычи.

Достоверность результатов исследований

Достоверность результатов исследований определяется корректной постановкой задач, применением современных методов обработки описывающей процесс геолого-промысловой информации, проведением теоретических и экспериментальных исследований, результаты которых корреспондируются с фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость

1 .Разработанная концепция безопасной эксплуатации скважин с Рмк формализована в «Проекте по безопасной временной эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонным давлением на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» - Краснодарнефтегаз». Заложенный в «Проекте ...» принцип ранжирования фонда скважин с РМк по 3-м группам опасности позволил только менее 10 % скважин (3-я группа) отнести к требующим профилактических мероприятий. Остальные скважины (1 и 2-я группы) эксплуатировались в обычном, но контроли-

руемом режиме. На базе опыта внедрения «Проекта...» составлен региональный стандарт «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонными давлениями».

2. Аналитически подтверждена неизбежность появления гмк от давления расширения бурового раствора из-за разогрева от лифтируемой продукции скважины. Этот факт стал нормой для дифференциации причин появления Рмк в каждой конкретной скважине.

3. Ужесточение контроля за операцией «стравливания» в зависимости от сопоставления величин текущего Рмк с расчетным допускаемым [Рмк] позволили: запретить «стравливание» при Рмк < [Рмк], что исключило отток жидкости из межколонного пространства, а, следовательно, снижения противодавления столба раствора на цементное кольцо; при технологической необходимости «стравливания» контролировать объем вытекающей жидкости, а, следовательно, текущее противодавление на цементное кольцо, минимально необходимое количество возвращаемого раствора для компенсации исходного объема.

4. Разработаны меры профилактики, а так же требования к показателям свойств тампонажных материалов и режимным характеристикам процесса изоляции источников Рмк-

5. При разработке технологических жидкостей для глушения и промывки скважин обоснован принцип зональной привязки их показателей свойств по кер-новому материалу.

6. Для оптимизации добычи разработана методика планирования ремонтных работ.

Апробации работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на региональных, отраслевых и международных конференциях и семинарах, в том числе 5-я международная практическая конференция «Освоение ресурсов трудноиз-влекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3-6 октября 2005 г.); международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 24 - 29 мая 2010 г.); 1-я научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (г. Краснодар, 26 - 27 ноября 2007 г.); IX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Краснодарский край, пос. Небуг, 15-17 сентября 2009 г.), а также периодически обсуждались на ученых советах и НТС КубГТУ, ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», «Бургаз», ООО «РН - Краснодар-нефтегаз».

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 15 научных работ, в том числе 7, входящих в перечень ВАК РФ. В проведенных исследованиях автору принадлежит постановка задач, организация сбора и систематизация промыслового материала, участие в аналитических, теоретических и лабораторных экспериментах, обобщении полученных результатов, научных выводов и рекомендаций.

Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Гилаеву Г.Г за помощь в формировании и поэтапном обсуждении работы, а также сотрудникам КубГТУ и ИТР ООО «РН-Краснодарнефтегаз» за ценные советы при выполнении и обсуждении результатов исследований.

Структура и объемы работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 95 наименований. Работа изложена на 150 страницах машинописного текста, содержащего 35 рисунков и 29 таблиц, приложения даны на 47 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, определены цели и задачи решаемых проблем, сформулированы основные положения, выносимые на защиту, сделаны обобщающие выводы в части научной новизны и практической ценности полученных результатов работы.

В первой главе обоснована постановка задач исследований.

ООО «РН - Краснодарнефтегаз» осуществляет разработку 64 нефтяных, нефтегазовых и нефтеконденсатных месторождений, из которых 17 продуцируют основной объем добычи нефти. Оценка текущего состояния проблемы стабилизации или снижения темпов падения добычи нефти выполнена на основе анализа геолого-технических мероприятий по основным месторождениям Общества, на долю которых приходятся 82% извлекаемых запасов нефти и около 95% объема выполненных работ по восстановлению (увеличению) производительности добывающих скважин. В таблице 1 представлена динамика внутрискважинных работ, сопровождающихся процессом обязательного глушения скважин.

Таблица 1 - Основные результаты внедрения методов повышения производительности добывающих скважин на месторождениях ОАО «НК «РН-КНГ».

Вид ремонта Годы

2004 2005 2006 2007 2008 2009

количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т количество ремонтов дополнительная добыча нефти, т

Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны 61 7112 24 3286 12 243 8 1276 5 728 4 1220

ОПЗ + ГРП 88 9599 123 16915 24 4238 34 13799 56 14260 44 7800

РИР 64 6638 33 5229 5 191 12 274 8 423 10 726

Промывка ПЗ + ГКО 49 4332 9444 10 663 5 1162 6 2194 32 6357

ГРП 20 1603 29 22162 5 3742 4 654 9 5663 6 3600

Гидроимпульсное воздействие 4 362 3 212

Перенос интервала перфорации 334 56540 108 20967 148 40447 172 44200 150 40120 140 35630

Доминирующее влияние на дополнительный прирост добычи нефти оказывают работы по переносу интервала перфорации (65%), а также ОПЗ для ограничения пескопроявлений.

Такое положение является естественным результатом разработки месторождений Общества на режиме истощения, падения энергетического потенциала пластов, многократного снижения показателя удельной продуктивности скважин в сравнении с начальным. Для восстановления действующего фонда скважин в 1999 - 2004 г.г. на месторождении Зыбза-Глубокий Яр были проведены зарезки вторых стволов и углубление на нижележащие объекты разработки 25 скважин, из которых было получено дополнительно 26 тысяч тонн нефти.

Проведенный анализ показал, что одна из главных причин неэффективности проводки дополнительных стволов заключается в незначительном (до 10 и) отходе стволов от забоев скважин, в низком качестве вскрытия пластов, отсутствии ориентированного бурения в зоны с повышенной нефтенасыщенностью, положительном скин-факторе ПЗС.

Причиной разрушения ПЗП является попадание в пласт жидкостей глушения, в качестве которой используется вода, отделяемая от нефти на УПН. Показана прямая связь между продолжительностью МРП и используемой жидкостью глушения скважин.

В соответствии с требованиями «Правил ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-028-97) для выбора жидкостей для глушения и промывки необходимо исследовать их взаимодействие с керновым материалом из продуктивных пластов.

В ООО «РН-Краснодарнефтегаз» накоплен большой опыт работ по отбору и исследованию кернов. В работе представлены результаты более, чем 500 наблюдений по отбору керна и более 60 исследований образцов. Показано, что прочность и проницаемость пород носят марковский характер, что свидетельствует о том, что эти показатели по глубине и азимутам скважин носят случайный характер, т.е. исследуемый керн для выбора технологических жидкостей должен иметь зональную привязку.

Одна из проблем касается возможности безопасной эксплуатации скважин с Рмк-

В соответствии с п.2.9.1 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при соблюдении ряда условий, одно из которых - отсутствие РМк- Однако, во многих скважинах, построенных в соответствии с рабочими проектами и отвечающих требованиям герметичности, в процессе освоения и эксплуатации появляются РМк- Эксплуатация таких «дефектных» скважин разрешается обязательно по согласованию с Ростехнадзором и предусматривает обычно поиск и герметизацию каналов утечки флюидов. Эти работы имеют низкий показатель успешности, а достигнутые положительные результаты недолговечны.

На месторовдениях Общества зафиксировано более 200 скважин с Рмк- Наиболее высокие Рмк наблюдаются на месторождениях Сладковско-Морозовской группы, где разрабатываются высокотемпературные пласты с АВПД.

На рисунке 1 показано изменения максимального Рмк по интервалам, соответствующее по виду нормальному распределению.

310 X 9 ¡8 S 7

Ьй ° 6 о

<d 4

I3

О о ч/ /

.,Jf

7 i

-

ж n

-iV-

1—4-L д. / :

6

Скважины построены по единой конструкции и эксплуатируются при схожих условиях АВПД.

Скважины в зоне Рмк < 150 атм косвенно могут оцениваться как объекты с более качественной крепью по сравнению с остальными, где Рмк> 150 атм.

По 38 скважинам этой группы месторождений оценено влияние различных факторов на величину Рмк с использованием непараметрических статистик по критериям Фишера и Пирсона. Всего рассмотрено 49 факторов (Xj), из которых после отсева выделены 9 факторов, очевидно влияющие на возникновение Рмк (таблица 2).

Факторы оказывающие статистически значимое влияние на Рмк по диапазонам его изменения, могут с долей вероятности оцениваться как технологические (Х2, Х3, Х7, Хз0, Хз6) или организационные (Хп, X2i, Х0). Последние - для оценки динамики уровня технологии во времени (Хп, Х2]) или по регионам (Х0).

о * о......

0 50

—(_—I—4— "ж 2—г-.....

-j—j- .[" ■ I" J* k-

100 150 200 250 300 350 Давления, атм.

Рисунок 1 - Динамика изменения максимального Рмк по интервалам.

Таблица 2 - Оценка с вероятностью 0,95 влияния факторов на Рмк в скважинах Сладковско-Морозовской группы месторождений.

Факторы X] Расшифровка факторов

диапазон Рмк, атм.

Номер Наименование до 150 более 150

Х2 Марка стали обсадных труб легированная остальные

X, Заводы поставщики обсадных труб отечественные импорт

х< Тип резьбы ОТТГ батрес

X, Способ докрепления обсадных труб гидравлический ключ машинный ключ

Х17 Дата ввода в эксплуатацию после 2000 г. до 2000 г.

Хг1 Время появления Р„к до 2-х лет более 2-х лет

Хзо Соотношение пластового давления (Ра,) и давления насыщения (Р„) Р„<Ро, Р„ > Рга

Хзб Продукт стравливания раствор газ

Хо Название месторождения все месторождения (кроме Морозовского, Западно-Морозовского) Морозовское, Западно-Морозовское

Таким образом, старение фонда скважин приводит к увеличению проводимых ГТМ, стабилизирующих объем или снижающих темпы падения добычи нефти. Здесь помимо технологических решений необходимо решить большой объем организационно-экономических задач по планированию и управлению ремонтом скважин.

Во второй главе разработан комплекс технико-технологических решений для эффективной эксплуатации скважин с Рмк.

Проведен анализ условий возникновений Рмк при освоении, испытании и эксплуатации нефтегазовых скважин.

По материалам научно-технической литературы рассмотрены массообмен-ные процессы, активно участвующие в формировании цементного камня и определяющие его структуру и физиико-механические свойства. Изучены осмотические эффекты (Н.Г. Аветисян, В.Ю. Шеметов, Л.П. Мухин и В.В. Оголихин), се-диментационные процессы (А.И. Булатов, A.B. Черненко и А.К. Куксов), эффект контракции (В.В. Некрасов, АЛ. Видовский и А.И. Булатов), визуальная оценка сплошности цементного массива в реальных скважинах (А.И. Булатов, А.К. Куксов, Ю.А. Комнатный и др.).

Авторы констатируют невозможность достижения полной герметичности крепи, а приемлимость результатов крепления достигается только вследствие наличия гидравлических сопротивлений движению пластового флюида в микроканалах и вдоль контактных поверхностей.

В работе уточнены условия возникновения Рмк в межколонном пространстве скважины разогретой от потока жидкости в НКТ. Образующийся при этом дополнительный объем жидкости (AV„m) в замкнутом пространстве создает избыточное давление, наблюдаемое на скважине как Р^. Избыточное давление возрастает при радиальных деформационных перемещениях эксплуатационной колонны при нагреве и под воздействием перепада между давлениями в затрубном (Р3) и межколонном пространствах (Рмк). Используя решение Ламе суммарный дополнительный объем (A Vmk) составляет:

A Vmk = Д Ужт + A VKm + А V/,

где АУжт и AVKm - приращение объема жидкости в МКП из-за нагрева раствора и колонны; АV/ - то же из-за перепада давлений.

Избыточное давление Рмк составляет: Рмк = A Vmk/k- VMk, где к - коэффициент сжимаемости жидкости; V^ - начальный объем межколонного пространства.

Многочисленные промысловые и аналитические данные (А.И. Булатов, А.Т. Кошелев, И.И. Бекух, В.Т. Лукьянов и др.) показывают, что основным источником Рмк является негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн. Основной причиной негерметичности является появление зазора при на-гружении ее осевой нагрузкой (рисунок 2).

По теории надежности утечки («свищи») в резьбе носят случайный характер, т.к. зависят от случайного совпадения многочисленных трудно учитываемых факторов. Поэтому не являются массовым явлением, а носят вероятностный характер и фиксируются в пределах статистически допустимых случайных событий.

Рисунок 2 - Схема образования зазоров Д в резьбовом соединении при осевом нагружении.

При исключительно малой раскрытости (доли мм) при опрессовке на воде регистрируются как герметичные, поэтому поиск и их изоляция малоэффективны.

В диссертационной работе проведено научное обобщение работ в области исследований резьбовых соединений обсадных труб.

H.J1. Шербюком, Н.В. Якубовским, A.B. Павельчаком получены аналитические выражения для расчета величины зазора Д. Для оценки аналитических результатов расчетов с реальными зазорами во ВНИИКРнефти (A.B. Павельчак, А.Т. Кошелев, Г.А. Еремин) проведены экспериментальные исследования на натурных образцах обсадных труб. В результате установлены условия формирования каналов утечки, их форма, геометрические и гидродинамические параметры, а также визуальная картина сформированного канала в резьбовом соединении. Выявлены три состояния на контакте витков трубы и муфты: полный контакт с обеих сторон витка; полный контакт с одной стороны витка; с обеих сторон витка есть зазор, когда флюид двигается по образующей муфты, перескакивая через витки трубы.

Использовав полученные в исследованиях гидродинамические и геометрические характеристики резьбовых соединений появилась возможность расчета необходимых для эффективной изоляции показателей свойств блокирующих составов тампонажных растворов и режимных характеристик процесса тампонирования (например, метод «скользящего» тампонирования под давлением).

Так, предельная вязкость тампонажного состава для заполнения канала утечки:

ц<Р/12 V- R,

где Р - давление нагнетания; V - объем канала; R - гидравлическое сопротивление канала. При RMax = 0,6-108 см3; Р = 200 кг/см2; ц < 400 сПз.

Для герметизации канала: т0 > Р-Д/2Н, при Дмах = 0,3 мм, т0 > 200 г/см2.

При высокой технологичности и полной безопасности процесса тампонирования показаны существенные недостатки применяемых тампонажных материалов, что делает актуальным поиск более совершенных составов.

Основой для разрабатываемой рецептуры герметизирующего материала выбрана дисперсная система с управляемыми во времени реологическими свойствами, образуемая при взаимодействии двух отдельно приготовленных составов. В качестве мелкодисперсного наполнителя использованы Тонсил 20 FF и Силайт 545, представляющие собой активированные порошки кальциевого бентонита и диатомита соответственно. Образующим минералом является аморфный кремнезем, отличающийся малой растворимостью в скважинных жидкостях и высокой кислотостойкостью. Для создания дисперсионной среды использовали нефть Зыбзинского и Анастасиевско-Троицкого месторождений с содержанием 10 -20% смолисто-асфапьтеновых веществ. Нефть смешивали с инертной твердой фазой - Тонсилом 20 FF или Силайтом 545 - отходами масложирового производства и мелкодисперсным химически осажденным мелом. Полученную легкоподвижную массу соединили с насыщенным раствором хлорида кальция, в результате чего получена устойчивая структура, параметры которой показаны в таблице 3.

Таблица 3 - Технологические показатели герметизирующего материала.

Фильтрация, см!/30 мин СНС, 1/10, Па Седиментация, % Плотность, г/см3 Термостабильность, °С

Вариант 1 (нефть-силайт)

0 58,4/102,6 99,0 .. 1,2 80

Вариант 2 (нефть-тонсил)

о 102,7/180,2 99,5 ... 1,33 80

Вариант 3 (нефть-мел)

0 73,1/87,5 99,0 1,39 80

Вариант 4 (нефть-тонсил-мел)

о 628/99,1 99,0 1,35 80

Материалы соответствуют требованиям к растворам, применяемым для РИР. Работы по испытанию состава проведены на скважинах Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Заключительная часть главы посвящена исследованию и обоснованию условий безопасной эксплуатации скважин с Рмк. В основу положен принцип непрерывного наблюдения за динамикой изменения Рш и других параметров на всех стадиях эксплуатации скважин. Принцип наблюдения, а затем и принятия технико-технологических решений, используется в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» как обязательный элемент обеспечения промбезопасности.

Условия безопасной эксплуатации скважин с Рмк исследовались и разрабатывались в отдельных регионах отрасли (СевКавНИПИгаз, АстраханьНИПИгаз), в РосНИПИтермнефть (И.И. Бекух, В.Т. Лукьянов и др.).

Положительно оценивая большой объем выполненной работы, отметим, что разработки имели или региональные ограничения, или базировались на громоздких расчетных схемах с обширным табличным материалом, что затрудняло оперативность практического применения. В работе скважина рассматривается как система, имеющая несколько уровней защиты от потери герметичности - зацементированная эксплуатационная, технологическая, промежуточная колонны и кондуктор, давление в межколонном пространстве которых постоянно контролируется. При этом несущая способность каждого из экранов зависит от прочностных характеристик обсадных (экранирующих) колонн в соответствии с величиной Рмк. В зависимости от результатов сопоставления, допускаемые давления в межколонном пространстве [Рмк] должны ранжироваться по степени опасности нарушения герметичности экранирующей колонны. [РМк] оценивается по давлению опрессовки (Р0пр) экранирующей (технической) колонны с учетом износа: [Рмк] = к х Ролр - если цемент между колоннами поднят до устья или [Рмк] = кх [Ропр-0,1 \ Ъх(р-р6)] - если цемент между колоннами не поднят до устья, кг/см2.

Ъ - глубина середины секций обсадной (технической) колонны с наименьшей толщиной стенки труб или наименее прочной маркой стали, м; р и р6 -плотность бурового раствора в межколонном пространстве и при спуске предыдущей (технической) колонны, г/см3; к - коэффициент износа технической колонны при бурении под эксплуатационную колонну (кб) и от коррозии. По нашим исследованиям к = кб - 0,0125 п. Здесь к6 = 0,6 или 0,7 при глубинах более 2000 м и менее 2000 м; п - срок эксплуатации, годы.

Ранжирование скважин по степени опасности при эксплуатации производится по величине наблюдаемого давления в межколонном пространстве (Рмк):

группа 1 - скважины с безопасным Рмк (РМк « [Рмк]; группа 2 - скважины с допустимым Рмк (Рмк < [Рмк]; группа 3 - скважины с опасным Рмк (Рмк > [Рмк]-

Все скважины в процессе эксплуатации исследуются для определения каналов поступления флюидов в межколонное пространство и могут переводиться из одной группы опасности в другую.

Экспресс-оценка вероятных источников Рмк по данным промысловых исследований представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Диагностирование источников межколонных давлений

Исследование Результат Источник Рмк

резьба, колонная головка цементное кольцо за экс. колонной напорный горизонт выше разрабатываемого пласта термобиобарические процессы в межколонном пространстве

Проявления на поверхности (п. 4.2.4 Приложения 3) пропуски обвязки устья + + + +

грифоны + + + +

Связь между контролируемыми пространствами (п. 4.3.2 Приложения 3) прямая +

отсутствует + + +

Сопоставление состава флюидов (п. 4.4 Приложения 3) совпадает + +

не совпадает +

Сопоставление давлений (п. 4.5 Приложения 3) Рш <Рзлтр + + +

Рз.№< Рт>Рзатр +

Рзаб >Рт>Рзлтр + +

Ранжирование скважин с РМк по группам опасности по месторождениям общества представлено в таблице 5, из которой видно, что 90% скважин могут эксплуатироваться без режимных ограничений.

Для исследований условий, влияющих на возникновение Рмк, методами математической статистики оценены факторы по значимости и выявлены пределы их изменений, сопутствующие формированию «хороших» (1 и 2 группы опасности) или «плохих» (3 группа опасности) скважин. Задача распознавания образов «хороших» и «плохих» скважин решалась при помощи диагностической процедуры.

Количество скважин

№ п/п Месторождение всего в том числе по группам опасности

группа 3 % группы 2 и 1 %

1 Ключевое -Дыш 78 6 7,7 72 92

2 Северское 3 1 33,3 7 66,6

3 Азовское 2 - ? 100

4 Зыбза-Глубокий Яр 15 - - 15 100

5 Левкинское 6 1 16,6 5 83,4

6 Абино-Украинское 3 2 66,6 1 33,3

7 Украинское 1 - - 1 100

8 Анастасиевко-Троицкое 73 4 5,5 69 88,5

9 Заггадно-Курчанское 1 - - 1 100

10 Северо-Не4ггяное 13 1 7,7 12 8,3

11 Спадковско-Морозовское 38 8 21,0 30 78,9

12 Всего 227 23 10,1 204 89,9

На рисунке 3 представлена гистограмма информативности факторов, включающих 17 параметров (объектов).

-1- ---- ------------------- ---------------------- _ ------------ . ... ------------------------------------

- Г,.,

— ||||||||.......

Хм Х24 X« Хзз Х21 Хга Хза Х22 Х26 Хзо Х23 Х4 Хь Хзе Х27 Х<и Х39

Рисунок 3 - Гистофамма информативности факторов

Результаты анализа диагностической процедуры с учетом диагностических коэффициентов (ДК) представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Идентификация скважин по классам в зависимости от ДК по диапазонам значений факторов

№ п/п Фактор Диапазон изменения фактора

1 класс («хорошие») П класс («плохие»)

1 Х|<-1Я„Т/#,, % Более 40 % Менее 40 %

2 Х24 - Р„„„ при Ляг»», атм Более 200 атм Менее 200 атм

3 Х46 - температура, "С Более 50° Менее 500

4 Хн - дебит газа, м! Более 40 тыс. Менее 40 тыс.

5 Х2, - период появления Лж после освоения, сут. До 2 тыс. После 2 тыс.

6 Х28 - отношение Рикты /Р,а* Рмкшах — Piar РМК шах > РзатА.

7 Х38 — Р,атр, атм. = >200 = <200

8 Х22 - время от появления Лж до РцКтак До = 2 тыс.сут. Более = 2 тыс. сут.

9 Х23 - величина Рмкт™, атм. До =200 Более =200

10 Х26 - Р,а6 при Ршта, ■ атм. Более 300-400 Менее 300

11 Хд - тип резьбы экспл. колонны Батрис Прочие

12 Хзо — Лп / Р»ас РпЯ Риас Р„ < Ртс

13 Х5 - тип смазки УС, ВПБ-СП Прочие

14 Х27 Р„ег - давление насыщ., атм. До = 300 Более = 300

15 Х)6 - продукт стравливания Пар, газ, вода Газ, нефть

16 X» - Рик в остан. скважине,атм До =150 Более ~ 150

17 Х41 -Рык/ РыКтах Низкая информативность. По ДК - не идентифицируется

В целом отметим, что к «хорошим» относятся скважины с меньшим сроком эксплуатации, с высокой пластовой энергией (факторы Х33, Х46, Х38, Хзь Х24, Х7), без чрезмерной депрессии (Х26, Х30) с выходом на РМк и РМк мах- за период отработки режима и прогрева скважины (Х2Ь Х22).

По результатам приведенных выше исследований с участием автора разработан и с 2005 года внедряется «Проект по безопасной временной эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонным давлением на месторождениях ООО «РН-«Краснодарнефтегаз», утвержденный Управлением по надзору за опасными общепромысловыми объектами. На базе «Проекта ...» для оперативного руководства на месторождениях Общества составлено «Положение. Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением».

В третьей главе представлены материалы по разработке технологических жидкостей для проводки дополнительных стволов и глушения скважин на трех месторождениях - Холмское, Шептальское и продуктивных горизонтах Ильской свиты.

Для выбора жидкостей глушения (ЖГ) исследовалось их взаимодействие с керновым материалом, отобранным из продуктивных разрезов. Все образцы керна в солевых средах и пластовой воде прогревались при t = 50°С в течение 72 часов, после чего визуально анализировалась степень размокаемости образцов.

Фрагмент результатов испытаний кернового материала в солевых составах и пластовой воде приведен в таблице 7.

Для оценки фильтрационных процессов в ПЗС, возникающих в результате взаимодействия флюидосодержащих пород и ЖГ, проведены исследования на лабораторной установке УИПК-4. В качестве пористой среды использовался керновый материал (таблица 7). Пластовыми жидкостями служили модели пластовой воды с плотностью 1,016 г/см3.

Таблица 7 - Составы жидкостей для испытания кернов.

Концентрация, состав Концентрация on-io,% Плотность водного раствора, г/см' pH, среды Состояние образца

1.0,1 %КС1 0,1 1,01 6,0 разрушен

2. 2 % KCl 0,1 1,011 6,0 средне устойчив

3.3% KCl 0,1 1,015 6,2 средне устойчив

4. 1 % K2COi 0,1 1,006 9,0 разрушен

5. 2 % КгСО, 0,1 1,016 9,5 разрушен

8. 1 % НТФ 0,1 1,002 3,5 средне устойчив

10. Пластовая вода 0,1 1,005 6,0 разрушен

11.2% NaCI 0.1 1.012 6.1 разрушен

13. 1,5% NaCI + 1,5% KCl 0.1 1.013 6.3 устойчив

14. 1 % NajSO, 0.1 1.008 6.0 разрушен

20.1,5 % NaCI+1.5 % K.C + 1 % H,P04 0,3 1,03 3,5 устойчив

В качестве фильтрата ЖГ выбраны водные растворы солей №№ 2, 8, 11, 13,

20.

На рисунке 4 показано, что прокачка ЖГ повсеместно приводит к снижению проницаемости. Однако, степень ее восстановления после обратной прокачки пластовой водой различна. Наихудшие результаты получены для водного раствора НТФ (№8), наилучшие - для водных растворов №С1 и КС1 (№ 13), при которых достигнут коэффитциент восстановления проницаемости 0,92.

Применение меловых (полимерно-меловых) растворов в качетве жидкости вскрытия пласта основано на существенном уменьшении глубины проникновения раствора и его фильтратов в пласт за счет механического закупоривания по-ровых каналов частицами мела. В отличие от глинистой корки, меловая обладает гораздо меньшей адгезионной способностью и при освоении скважины легко разрушается, не препятствуя восстановлению дебита.

В то же время, удаление защитного глиномелового слоя и восстановление фильтрационных свойств ПЗС, т.е. деблокирование пласта, может быть осуществлено химическим растворением карбоната кальция кислотой.

В таблице 8 даны рецептуры 7 промывочных жидкостей, исследования которых на установке УИПК-1М проводились на керновом материале.

Объектом регистрации в опытах было измерение подвижности и нефтепро-ницаемости жидкостей.

Общая закономерность изменения фильтрационных свойств пористой среды характерна для всех исследуемых растворов и приведена для растворов №№ 5, 7 на рисунке 5.

Количество прокачанной жидкости, в объемах пор

Рисунок 4 - Динамика изменения проницаемости при воздействии растворами №№ 2, 8, 11, 13, 20 (зона 2) и фильтрации пластовой воды (зона 1, 3).

Таблица 8 - Рецептуры промывочных жидкостей

№№ раствора Состав Динамическая вязкость при Т = 35°С МПа с (градиент скорости 437,4 с'1)

1 3 % Na2Si03 + 5%CaCOj + 0,2%КМЦ 1,58

2 3 % Na2SiO, + 5%CaCOj + 0,2%КМЦ + 3%KCI 4,46

3 3 % Na2SiOj + 5%CaCOj + 0,2%КМЦ + 3% KCl + УЩР 3,74

4 3 % Na:SiO, + ЮУоСаСО, + 0,2%КМЦ + 3% KCl 7,42

5 3 % Na2SiO, + 4 % глины + ЮУоСаСО, + 0,5%КМЦ + 3% KCl 5,71

6 3 % Na2Si03 + 4% глины + 10%CaCOs + 0?5%КМЦ + 3%КС1 + 1%ПДК 5,21

7 3 % Na2SiOj + 4% глины + 10%CaC03 + 3%КМЦ + ФК-2000 30,43

раствор 7

— — — значения проницаемости но нефтн при установившейся фильтрации

Рисунок 5 - Изменение подвижности растворов (зона II) и модели пластовой нефти (зона I, III - при давлении 2,5 МПа, зона IV - при давлении 5 МПа)

Закачка меловых растворов в нефтеводонасьпценную, пористую среду приводит к быстрому уменьшению подвижности вплоть до 0 (зона II). Поддержание режима фильтрации требовало все возрастающего перепада давления и сопровождалось гидравлическими ударами. Фильтрация прекращалась и при достижении перепада давления 2,5 МПа.

Для восстановления проницаемости потребовалось нагнетание 10% раствора HCl с последующей выдержкой в течение 12 часов. И только после растворения уловленных пористой средой частиц мела фильтрационные свойства коллектора начали восстанавливаться (зона III и IV).

Между тем, в скважинных условиях результативность кислотных обработок ниже. Это делает актуальным исследования процесса декальматации ПЗС воздействием кислоты, для чего автором разработан и изготовлен экспериментальный стенд по оценке характеристик воздействия кислоты на кольматирующую оболочку с возможностью вибровоздействия на процесс взаимодействия кислоты с кольматантом.

В диссертации дано подробное описание работы стенда-имитатора и методики испытаний.

Вибровоздействие способствует хаотическому перемешиванию жидкости и постоянному выравниванию концентрации кислоты во всех сечениях и ее доставке в зоны реагирования, что существенно увеличивает эффективность кислотной обработки.

Проведены промысловые испытания декольматации ПЗС воздействием кислоты с использованием скважинного гидровибратора на скважинах месторождения Дыш. В результате реализации технологии удельный прирост нефти на одну скважину составил 25 т/мес., что является хорошим показателем для месторождения на заключительной стадии разработки.

В главе 4 изложены методические подходы к решению задач оперативного управления геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) в условиях непостоянства спроса и ценовых показателей нефти.

Для оценки эффективности ГТМ типовой методикой используется формула:

3 = (U-3„)AQh-3bAQB-3p, (1)

где Ц - корпоративная цена 1 т нефти, руб/т; 3„ - себестоимость добычи и подготовки 1 т нефти, руб/т; Зв - часть затрат на утилизацию 1 т воды, руб/т; AQ„, AQB - изменение объемов добычи нефти и воды за время эффекта, т; Зр - затраты на проведение мероприятия, руб.

Из формулы (1) невозможно определить очередность скважин на проведение ГТМ, чтобы максимизировать объем дополнительной добычи за время контракта или выполнить наибольшее количество ГТМ за то же время. Массовое внедрение на нефтедобывающих предприятиях информационно-измерительных систем позволяет регистрировать суточные дебиты всех скважин, а, следовательно, определить прибыль, доставляемую каждой скважиной за определенный срок. С учетом статистических данных по изменению дебитов нефти во времени получена аналитическая зависимость оптимального времени проведения ГТМ по каждой скважине в виде:

где Зр, Ц, Зн - те же показатели, что и в формуле (1), в - коэффициент падения дебита во времени из формулы (2)

q (t) = q0 - в-t. (3)

Расчеты по формуле (2) служат основанием для принятия решения по очередности ГТМ для скважин данного месторождения.

При разработке модели планирования и управления состоянием фонда скважин существенным вопросом становится определение количества необходимых ремонтных (сервисных) бригад на предстоящий год.

Задача оптимального планирования формулируется следующим образом:

1. При заданном плане добычи нефти определить объем ввода новых (или простаивающих) скважин и ремонтных работ при минимальных затратах на реализацию заданного плана годовой добычи нефти.

2. При заданных ограничениях на объем финансирования определить объем ввода новых (простаивающих) скважин и ремонтных работ, обеспечивающих выполнение плана.

Математическая задача по 1 варианту оптимального планирования формулируется следующим образом: минимизировать затраты йа ремонт 3 = 3, + 32 + Зз ► min при условии и ограничении Qn + Qp + Q„ > Q„,

3, = Z Ci V, • )xv ■dt; 32= C6 • KT; З3= Сд-5,-Т;

0

Q„ = qo-Xo(0)T + q1X,(0)T; Qp = q0Zv, jx2, Q„= .IiLt!!io,

о 2

где Q - стоимость i-го вида ремонта, руб; T - период планирования, сут.;

т

vi fx2i' dt . число добывающих скважин, отремонтированных за период Т, шт.;

о

С6 - затраты на аренду и содержание ремонтных бригад, руб.; Сд - стоимость ввода скважин (новых или простаивающих), руб/скв.; 8| - интенсивность ввода скважин (новых или простаивающих) шт/сут; q0 и q, - средние дебиты переходящих и ожидающих ремонта скважин, м3'сут.; 3] 32 и З3 - суммарные затраты на ремонт скважин, содержание ремонтных бригад и строительство скважин соответственно, руб.; Qn, Qp и QH - суммарные объемы добычи нефти из переходящих, ожидающих ремонта и новых скважин, т.; Зпл- плановые затраты, руб.

Для второй модификации задачи оптимального планирования математическая формулировка такова: найти максимум функции Q = Qn + Qp + Q„ —► max при условиях и ограничениях на затраты 3, + 32 + З3 <3™, где обозначения те же, что и ранее принятые.

Управляемыми переменными являются интенсивность ввода скважин б! и число ремонтных бригад К.

Для оперативного управления фондом предлагается использовать контрольные карты (рисунок 7), позволяющие выполнить следующие работы оперативным управлением:

- определить максимальные допустимые отклонения фактического объема добычи от планируемого;

- в случае срывов работ по вводу новых скважин или ремонтных работ прогнозировать максимальные отклонения от планируемого при прежнем темпе работ;

- прогнозировать сроки ликвидации различия между фактическими и планируемыми объемами добычи при интенсификации ввода новых скважин и объемов ремонтных работ;

- корректировать планируемые показатели в случае невозможности их достижения до конца года.

На рисунке 7 линия 1 означает предельно допустимые отклонения между планируемыми и фактическими значениями объема добычи. Линия 2 означает равномерный по месяцам объем добычи. В этом случае планируемый объем добычи совпадает с фактическим. Линия Зозначает предельное положительное отклонение фактических объемов добычи от планируемых. Это возможно при интенсификации работ по ремонту скважин или при вводе новых скважин с высокими дебитами. В этом случае возможно досрочное выполнение плана по добыче.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На базе опубликованных исследований и промыслового опыта рассмотрена динамика состояния крепи при строительстве и эксплуатации скважин. Анализ показал, что в реальных условиях исход крепления скважин зависит от совокупности геолого-технических и технологических факторов, а его успешность носит вероятностный характер. Циклические температурные воздействия от лифтируемой продукции и давления на колонну способствуют деформации крепи.

Констатируется зачастую невозможность полной герметичности крепи, а приемлемость результатов достигается только высокими гидравлическими сопротивлениями движению пластовому флюиду в микроканалах резьбы или цементного камня и вдоль контактных с колонной поверхностей.

2. По результатам обобщения промысловых наблюдений и опубликованных исследований показано, что в подавляющем большинстве скважин, построенных в соответствии с требованиями рабочих проектов и признанных герметичными, при освоении или последующей эксплуатации, появляются давления в межколонном пространстве (РМк) из-за фильтрации пластовых флюидов по цементному кольцу или пропусков (свищам) в резьбовых соединениях обсадных труб. Вероятные каналы утечки в элементах крепи исключительно малых размеров и герметичные по воде. Этим объясняется нецелесообразность или низкая эффективность их изоляции, когда по действующим регламентам скважина относится к числу дефектных и проводятся длительные, как правило, неэффективные ремонтные работы с потерей добычи.

3. Разработаны основные принципы безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с Рмк. Скважина рассматривается как система, имеющая несколько уровней защиты от потери герметичности - зацементированные эксплуатационная, техническая, промежуточная колонны и кондуктор, Рмк которых постоянно контролируется. При этом несущая способность каждого из экранов зависит от прочностных характеристик обсадных колонн в соответствии с величинами Рмк. В зависимости от результатов сопоставления, допускаемые давления в межколонном пространстве [Рмк-] должны ранжироваться по степени опасности нарушения герметичности экранирующей (технической) колонны. [Рмк] оценивается по давлению опрессовки (Ропр) экранирующей колонны с учетом износа, а ранжирование производится по трем группам скважин: 1) безопасным Рмк( Рмк« [Рмк]); с допустимым Рш( Рмк < [Рмк]); с опасным Рш( Рш> [Рмк]). Проведено ранжирование по группам опасности всех скважин с Рмк на 11 месторождениях Общества. Из 227 скважин с Рмк в 1 и 2 группы вошли 204 скважины (~ 90%) и продолжают эксплуатироваться без ограничений и только 23 скважины (~ 10%) требуют специальных мероприятий. Разработаны схема экспресс-оценки источников Рмк и алгоритм оценки коэффициента износа эксплуатационной колонны.

Выполнен статистический анализ 49 влияющих на Рмк факторов с использованием теории распознавания образов и непараметрических статистик. Разработан комплекс методов и технологических схем по предупреждению и ликвидации Рмк.

4. По результатам исследований с участием автора разработан и с ноября 2005 г внедряется «Проект по безопасной временной эксплуатации, консервации

и ремонту скважин с МКД на месторождениях ОАО «НК «Роснефть - Красно-дарнефтегаз», утвержденный Управлением по надзору за опасными общепромышленными объектами (№ 11-ПД-00119-2005). На базе «Проекта...» для оперативного руководства составлен региональный стандарт «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонными давлениями», а также 2 методических указания для студентов нефтегазовых специальностей.

5. Критический анализ опыта применения на месторождениях региона для промывки и глушения скважин различных технологических жидкостей показал, что ни одна из них не является универсальной, а выбор рецептур растворов должен производиться на базе исследований кернового материала с зональной привязкой.

На основании более чем 500 наблюдений по отбору керна на площадях Общества и более 60 исследований образцов показано, что прочность и проницаемость керна, носят марковский характер. Это свидетельствует о том, что эти показатели пород по глубине и азимутам скважины носят случайный характер.

6. По результатам спланированных лабораторных исследований на естественном керновом материале, стендовых и промысловых испытаний рекомендованы:

- в качестве жидкости глушения композиция солевого раствора, состоящая из 1,5% масс. ЫаС1, 1,5% масс. КС1 и 0,1% масс. ОП-Ю;

- для вскрытия продуктивных пластов при зарезке вторых стволов рецептуры промывочных жидкостей на основе карбоната кальция (мел), жидкого стекла, КМЦ, бентонитовой глины и ПАВ. Исследован механизм эффективной деколь-матации ПЗС при кислотной обработке с применением гидровибраторов.

7. Обоснован методический подход к планированию и управлению ремонтом скважин. Предложена процедура определения времени и очередности проведения ГТМ, позволяющая оценить рентабельность эксплуатации каждой скважины с учетом затрат на ГТМ, автоматизировать процесс принятия решений. Разработан алгоритм расчета динамики изменения фонда скважин. Для оперативного управления состоянием фонда скважин предложена контрольная карта, обеспечивающая слежение как за суммарным объемом добычи нефти, так и планируемым объемом к данному сроку.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

В изданиях рекомендованных ВАК.

1. Жихор П.С., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т., Учуев Р.П., Пустовой П.А. Эволюция методов крепления призабойной зоны скважин IV горизонта Анаста-сиевско-Троицкого месторождения //НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2010, №6. С.47-49, 2010, №6, С.60.

2. Вартумян Г.Т., Стрельцова Ю.Г., Пустовой П.А. Анализ внедрения и оценка эффективности применения погружных насосов в 00 «РН-Краснодарнефтегаз». //НТЖ «Строительства нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2010, №9. С.29-30.

3. Гилаев Г.Г., Пустовой П.А., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Кусов Г.В. Выбор очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий. //НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2010, №9. С.31-33.

4. Антониади Д.Г., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Пустовой П.А. Планирование и управление ремонтом скважин // НТЖ «Строительство скважин на суше и на море», 2011, №4. С. 35-38.

5. Захарченко Е.И., Пахомов P.A., Пустовой П.А., Скиба Н.К., Орлова И.О., Савчук Д.В. Приложение марковских процессов к анализу механизма кернообра-зования // НТЖ «Строительство скважин на суше и на море», 2011, № 5. С. 17-22.

6. Антониади Д.Г., Ефименко Б.В., Исламов Р.Ф., Пустовой П.А. Энергосберегающие технологии газлифтной эксплуатации скважин. // НТЖ «Нефтяное хозяйство», М., 2011, № 6. С. 66-68.

7. Антониади Д.Г., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Пустовой П.А., Бон-даренко З.А. Планирование и управление ремонтом скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело», 2011, №6. С. 59-62.

В других изданиях.

8. Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Пустовой П.А. Проект безопасной эксплуатации и ремонта скважин. // Материалы 5-й международной практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3-6 октября 2005 г.), // РН-Термнефть, РН-Краснодарнефтегаз, г.Краснодар, 2005 г.

9. Коновалов А.Е., Пустовой П.А., Вартумян Г.Т., Геворков A.A. О межколонных давлениях в нефтегазовых скважинах. // НТЖ «Нефть. Газ. новации», 2010, №7. С.29-33.

10. Жихор П.С., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т., Пустовой П.А. Развитие пес-козащитных технологий на Анастасиевско-Троицком месторождении. // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». 2010, №7. С.96-100.

11.Антониади Д.Г., Исламов Р.Ф., Кошелев А.Т.,Пустовой П.А. Проблемы повышения добычи нефти в условиях месторождений России, находящихся на поздней стадии разработки.// НТЖ «Нефть. Газ. Новации», 2010, №12. С.60-64.

12. Пустовой П.А., Гилаев Г.Г., Кулясов С.С., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. Эксплуатация нефтегазовых скважин с межколонным давлением. II Сборник докладов международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин» (г. Геленджик, 27.09—02.10.2010 // ООО НПФ НИТПО, г. Краснодар, 2010. С.85 - 88.

13. П1-01.05 Р-0088 ЮЛ-097 Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонными давлениями. / Кошелев А.Т., Бекух И.И., Пустовой П.А., Иваненко А.Г., Кулясов С.С., Суханов В.Б., Федоров Ю.К., Усов C.B. // г. Краснодар, «Роснефть-Краснодарнефтегаз», 2011.- 32 с.

14. Методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» / A.B. Шостак, О.В. Савенок, П.А. Пустовой // Краснодар, Издательский Дом - Юг, 2011.- 52 с.

15. Методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» / A.B. Шостак, О.В. Савенок, П.А. Пустовой // Краснодар, Издательский Дом - Юг, 2011. - 24 с.

Составитель

П.А. Пустовой

Подписано в печать 10.10.2011. Формат 60*84тб. Гарнитура «Тайме». Бумага Maestro. Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,39. Тираж 100 экз. Заказ № 11293.

Отпечатано с оригинал-макета заказчика в типографии ООО «Просвещение-Юг». 350059, г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел.: 239-68-31.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пустовой, Павел Анатольевич, Краснодар

61 12-5/282

Кубанский государственный технологический университет КубГТУ

На правах рукописи

Пустовой Павел Анатольевич

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный консультант д.т.н., профессор Г.Г. Гилаев

Краснодар -2011

Содержание

Стр

Введение.................................................. 5

1. Состояние эксплуатационного фонда скважин на поздней стадии разработки сложно-построенных месторождений Краснодарского Края.................................. 10

1.1. Основные проблемы нефтедобывающей отрасли Российской Федерации....................................................................................10

1.2. Характеристика фонда скважин на месторождениях ОАО «Роснефть-«Краснодарнефтегаз»........................ 15

1.2.1. Прогнозирование послойной неоднородности и пористости

продуктивных пластов................................. 23

1.3. О качестве крепи и эксплуатационной надежности скважин . . 26

1.3.1. Непараметрический анализ данных по межколонным проявлениям скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений ............................................... 27

1.4. Постановка и решение некоторых задач оперативного планирования ремонтных работ и геолого-технических мероприятий ............................................. 33

2. Научное обоснование и разработка технико-технологических решений для эффективной эксплуатации скважин с межколонным давлением (Рмк)............................. 37

2.1. Анализ условий возникновения Рмк при освоении, испытании

и эксплуатации нефтегазовых скважин.................... 37

2.1.1. Движение пластовых флюидов по кольцевому каналу до устья скважины (каналы 1,2).................................. 38

2.1.2. Оценка качества крепления в реальных скважинах.......... 40

2.1.3. Поступление пластового флюида из затрубного пространства

в межколонное (канал 3)................................. 42

2.2. Аналитические и экспериментальные исследования процессов возникновения межколонных давлений (Рмк) в процессе эксплуатации на примере скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений................................. 43

2.2.1. Влияние температуры по стволу скважин на РМк............ 43

2.2.2. О вероятной циклической природе разрушения крепи в глубоких скважинах с аномально высокими температурами....... 50

2.2.3. Оценка изменения состояния крепи эксплуатационных скважин после опрессовки по данным АКЦ.................... 52

2.2.4. Исследование механизма формирования каналов утечки в негерметичных резьбовых соединениях обсадных труб......... 52

2.3. Разработка технико-технологических предложений по ликвидации межколонных проявлений.......................... 62

2.3.1. Метод «скользящего» цементирования под давлением....... 63

2.3.2. Установка «пакера» из гидрогеля в затрубном пространстве скважины............................................. 67

2.3.3. Механический метод герметизации резьбовых соединений ... 68

2.3.4. Установка герметизирующего пакера в нижней части эксплуатационной колонны..................................... 69

2.3.5. Разработка составов для герметизации резьбовых соединений обсадных труб......................................... 72

2.4. Исследование и обоснование условий безопасной эксплуатации скважин с межколонными давлениями................. 77

2.4.1. Разработка принципиальной схемы расчета допускаемых межколонных давлений в работающей скважине................ 77

2.4.2. Теоретические и промысловые исследования факторов, влияющих на межколонное давление при освоении и эксплуатации

скважин.............................................. 80

Статистический анализ влияющих факторов................ 80

Промысловые исследования............................. 87

Корректировка коэффициента износа обсадных колонн............88

2.4.3. Обобщающее заключение..............................................................91

Выводы к главе 2............................................................................92

3. Разработка технологических жидкостей для ремонта скважин

на нефтяных месторождениях Краснодарского края..................96

3.1. Изучение изменений свойств кернового материала при взаимодействии с промывочными жидкостями (месторождения Холмское и Шептальское)..............................................................96

3.2. О механизме замещения пластовой жидкости в скважине жидкостью глушения ниже зоны циркуляции....................................103

3.3. Использование карбонатосодержащих промывочных жидкостей при проводке вторых стволов................................................104

3.4. Экспериментальные исследования процесса декальматации

ПЗС воздействием кислоты............................................................113

3.5. Промысловые испытания декальматации ПЗС воздействием

кислоты с использованием скважинного гидровибратора..........122

Выводы к главе 3............................................................................126

4. Планирование и управление ремонтом скважин......................128

4.1. Определение времени и очередности проведения ГТМ............128

4.2. Разработка модели планирования и управления ремонтом

скважин............................................................................................133

Выводы к главе 4............................................................................139

Основные выводы и рекомендации..............................................140

Список использованных источников............................................143

Приложения

Приложение 1..................................................................................151

Приложение 2..................................................................................156

Приложение 3.....................................................161

Приложение 4..................................................................................183

Приложение 5..................................................................................195

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. В среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны до 60% и выше. Более 80% добывающего фонда скважин приходится на старые месторождения, где извлекаемые запасы сократились на 70-90 % и ниже. При этом доля трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет и достигла более 60 %. Существенно уменьшился суточный дебит скважин.

К этой категории относятся нефтегазовые месторождения Краснодарского края, отличающиеся по глубинам залегания, физическим характеристикам коллекторов и насыщающих флюидов, времени ввода в эксплуатацию (70 лет). Здесь проблема стабилизации добычи нефти связана с проведением различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), требующих зачастую глушения и промывки скважин, что, как правило, приводит к снижению проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Опыт свидетельствует, что из-за особенностей строения коллекторов, их послойной и зональной неоднородности ни одна из технологических жидкостей не является универсальной. Необходим индивидуальный подход к выбору жидкости глушения на базе исследований кернового материала с зональной привязкой, а учитывая высокую интенсивность ГТМ обязателен принцип опережающего планирования ремонтных работ, методов оптимизации ремонтов в условиях ограниченных ресурсов.

Другой актуальной проблемой является появление межколонного давления (РМк) при эксплуатации скважин, признанных ранее после строительства герметичными. Это, прежде всего, нефтегазовые глубокие скважины, пробуренные на рубеже 2000-х годов на небольшие линзовидные залежи нефти с АВПД, а также ряж скважин старого фонда. Формально, вне зависимости от величины Рмк, на каждой такой скважине требуется выполнить трудоемкий комплекс малоэффективных работ, подтверждающий, в результате, очевидную по опыту возможность безопасной эксплуатации.

В связи с этим необходима разработка и согласование с надзорными службами научно-обоснованной концепции, регламентирующей условия и режимы безопасной эксплуатации скважин с Рмк.

Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации скважин на базе научно-технологического обоснования режимов работы и планирования ремонтных работ.

Основные задачи исследований. 1. Аналитические и экспериментальные исследования причин появления межколонных давлений при эксплуатации скважин, ранее признанных герметичными после строительства.

2. Разработка концепции и научно-техническое обоснование принципов безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с межколонным давлением.

3. Обоснование условий предупреждения и методов изоляции источников межколонных давлений.

4. Разработка альтернативных по эффективности:

- технологических жидкостей глушения и бурения боковых стволов;

- способов декольматации призабойной зоны пласта;

- методов планирования ремонтных работ.

Методы исследования. Анализ и обобщение опубликованных работ и накопленного промыслового опыта. Аналитические, экспериментальные, опытно- промышленные исследования технологических процессов. Вероятностно-статистические и детерминированные методы анализа накопленного опыта работ.

Научная новизна. 1. Научно обоснована концепция безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением (Рмк)-

2. Разработана аналитическая схема расчета Рмк по давлению опрессовки промежуточной колонны с учетом ее износа при бурении и срока последующей эксплуатации скважины.

3. Теоретически обосновано и в опытно-промышленных условиях подтверждено появление Рмк в работающей скважине из-за теплового расширения бурового раствора.

4. На базе расчетов размеров и гидродинамических параметров каналов утечки обоснована методика и показатели свойств тампонажных составов для изоляции перетоков.

5. На основе теоретических и лабораторных исследований молекулярно-поверхностных процессов на границах раздела фаз разработаны эффективные рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин и промывки бурящихся боковых стволов.

6. Предложена методика планирования и управления ремонтом скважин для стабилизации добычи нефти.

Основные защищаемые положения. 1. Методический подход к обоснованию принципов безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением.

2. Аналитическая схема расчета допускаемых давлений в межколонном пространстве для безопасной эксплуатации добывающих скважин.

3. Методы предупреждения и ликвидации причин проявления межколонных давлений.

4. Технологические жидкости глушения скважин и проводки боковых стволов.

5. Методика планирования объемов ремонтных работ для стабилизации добычи.

Достоверность результатов исследований. Достоверность результатов исследований определяется корректной постановкой задач, применением современных методов обработки описывающей процесс геолого-промысловой информации, проведением теоретических и экспериментальных исследований, результаты которых корреспондируются с фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость. 1 .Разработанная концепция безопасной эксплуатации скважин с Рмк формализована в «Проекте безопасной эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонным давлением на месторождениях ООО «Роснефть» - Краснодарнефтегаз». Заложенный в

«Проекте ...» принцип ранжирования фонда скважин с РМк по 3-м группам опасности позволил только менее 10 % скважин (3-я группа) отнести к требующим профилактических мероприятий. Остальные скважины (1 и 2-я группы) эксплуатировались в обычном, но контролируемом режиме. На базе опыта внедрения «Проекта...» разработан региональный стандарт «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением» №П1-01.05 Р-0088 ЮЛ-097.

2. Аналитически обоснована неизбежность появления Рмк от давления расширения бурового раствора из-за разогрева от лифтируемой продукции скважины. Этот факт стал нормой для дифференциации причин появления

"П ^ »-*

Рмк в каждой конкретной скважине.

3. Ужесточение контроля за операцией «стравливания» в зависимости от сопоставления величин текущего Рмк с расчетным допускаемым [Рмк] позволили:

- запретить «стравливание» при РМк < [Рмк], что исключило отток жидкости из межколонного пространства, а, следовательно, снижения противодавления столба раствора на цементное кольцо;

- при технологической необходимости «стравливания» контролировать объем вытекающей жидкости, а, следовательно, текущее противодавление на цементное кольцо, минимально необходимое количество возвращаемого раствора для компенсации исходного объема.

4. Определены условия формирования, конфигурация и размеры каналов утечки в резьбовых соединениях, разработаны меры профилактики, а так же требования к показателям свойств тампонажных материалов и режимным характеристикам процесса при их изоляции.

5. При разработке технологических жидкостей для глушения и промывки скважин обоснован принцип зональной привязки их показателей свойств по керновому материалу.

6. Для оптимизации добычи разработана методика планирования ремонтных работ.

Апробации работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на региональных, отраслевых и международных конференциях и семинарах, в том числе 5-я международная практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3-6 октября 2005 г.); международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 24-29 мая 2010 г.); 1-я научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (г. Краснодар, 26-27 ноября 2007 г.); IX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Краснодарский край, пос. Небуг, 15-17 сентября 2009 г.), а также периодически обсуждались на ученых советах и НТС КубГТУ, ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», «Бургаз», ООО «Роснефть» - Краснодарнефтегаз».

Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Гилаеву Г.Г за помощь в формировании и поэтапном обсуждении работы, а также сотрудникам КубГТУ и ИТР ООО «Роснефть» -Краснодарнефтегаз» за ценные советы при выполнении и обсуждении результатов исследований.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПО-СТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ.

1.1. Основные проблемы нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.

С 80-х годов прошлого столетия по настоящее время заметно ухудшились условия добычи нефти в России. Сегодня в среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны на 60%. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает 1/4 запасов. Из текущих запасов нефти 19% находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14% относятся к тяжелым и высоковязким нефтям. Доля активных запасов в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45% и продолжает снижаться. Более 50% разведанных перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных территориях Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока, значительная доля ресурсов - в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений. Потенциально новые нефтегазоносные провинции Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока гораздо беднее по запасам, чем Западная Сибирь. Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля запасов с дебитами менее 25 т/сут. достигла сейчас < 80%, а с дебитами до 10 т/сут. - 55%. Увеличилась обводненность скважин и составляет более 70% на трети месторождений.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча нефти в России может возрасти к 2020 году до 500-520 млн. тонн (рисунок 1.1) [ 1].

Инновационная программа отрасли должна обеспечить условия для максимального использования достижений НТП по различным приоритетным направлениям.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2040 2050 ♦ Добыча всего —Добыча из новых неоткрытых месторождений

Рисунок 1.1. Добыча нефти до 2050 года в Российской Федерации.

К настоящему времени накопилось большое количество научных и опытно-промышленных исследований в этих направлениях.

Их анализ с системных позиций позволяет установить, что они группируются вокруг следующих ключевых проблем, которые указаны в порядке убывания по количеству публикаций. Причем эти направления соответствуют характерным особенностям гидромеханических и геолого-промысловых характеристик месторождений и, в основном, коррелируются с данными Ковалева Н.И. (2003 г.) и Вартумяна Г.Т. (2006 г.):

1. Заканчивание скважин, в том числе вскрытие продуктивных пластов -

22%;

2. Ограничение водопритоков к добывающим и выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин - 20%;

3. Предупреждение и ограничение пескопроявлений механическими, химическими и комбинированными методами - 18%;

4. Разработка (доразработка) месторождений ГС, РГС, БГС - 15%;

5. Интенсификация добычи за счет МУН, ОПЗ, термических, волновых и других методов - 15%;

6. Планирование управление состоянием фонда скважин - 5%;

7. Природоохранные и ресурсосберегающие проблемы -5%.

Еще 60 лет тому назад специалисты и ученые занимались проблемами увеличения нефтеотдачи с применением