Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов"

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ БЛИЗКОГО ЗАЛЕГАНИЯ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар, 2003

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе Научно-производственное объединение "Бурение" (ОАО НПО "Бурение")

Научный руководитель:

Доктор технических наук, профессор Рябоконь Сергей Александрович Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Куксов Анатолий Кононович Кандидат технических наук, С.н.с. Усов Сергей Васильевич

Ведущее предприятие:

ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз"

Защита состоится " Л' 2003 Г. В асов

на заседании диссертационного Совета Д 222.019.01

при ОАО НПО "Бурение" по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение"

Автореферат разослан

2003 г.

«

Ученый секретарь Диссертационного Совета, кандидат технических наук, С.н.с.

>бовь Ивановна Рябова

1 §> ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Обводненность продукции в целом по нефтяной промышленности России неуклонно растет: к настоящему времени она достигла 83 % и продолжает прогрессивно увеличиваться. Обводненные скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 35 % общего фонда, а по отдельным месторождениям - 40-50 %. Среди них значительную долю составляют скважины, обводнившиеся до нерентабельной добычи, в том числе и только что вышедшие из бурения.

Анализ разработок месторождений показывает, что основную долю периода эксплуатации залежи составляет водный период. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 1520 % и более, что приводит к увеличению темпов обводнения разрабатываемых месторождений и сокращению сроков их безводной эксплуатации. Поэтому задача продления безводной работы скважин остается важнейшей задачей в нефтегазодобыче.

Естественное ухудшение структуры и качества запасов нефти, прогрессирующее обводнение и истощение многих месторождений, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных залежей в общем количестве месторождений, вводимых в разработку, предъявляют повышенные требования к строительству скважин и уделение особого внимания к их за-канчиванию.

Подготовка скважин к безводной эксплуатации путем улучшения качества их строительства играет немаловажную, а часто и определяющую роль. На месторождениях, где вследствие литологии пласта добыча углеводородов неизбежно будет сопровождаться добычей воды, проведение работ, предупреждающих водопроявление, позволит продлить безводный или маловодный период работы скважин и эксплуатировать их более рентабельно.

Используемые в настоящее время методы заканчивания строительства скважин не обеспечивают долговременности их эффективной эксплуатации. Из анализа литературных источников видно, что внимание вопросам водоизоляции уделяется главным образом на поздних стадиях разработки месторождений, т.е. ликвидации уже возникших проблем, причем при невысоких показателях успешности.

3 1 РОС, НАЦИОНАЛЬНАЯ I I БИБЛИОТЕКА |

! ¿■чгзаш

Одним из путей решения проблемы преждевременного обводнения скважин является разработка новых эффективных технологий заканчивания строительства в сложных геологических и гидродинамических условиях путем надежного тампонирования каналов поступления воды, не снижая продуктивности скважин.

Таким образом, в диссертационной работе поднята чрезвычайно важная проблема продления безводного периода эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных горизонтов.

Цель работы.

Разработка технологии водоизоляционных работ на завершающем этапе строительства скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов для продления безводного периода работы скважин.

Основные задачи.

1. Выбор состава, максимально отвечающего требованиям проведения предупреждающих водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин.

2. Экспериментальные исследования физико-химических и эксплуатационных свойств водоизолирующего состава.

3. Разработка технологических приемов водоизоляционных работ при заканчивании строительства скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов.

4. Практическое использование разработанной технологии и оценка ее технико-экономической эффективности.

Методы решения задач.

Для решения поставленных задач проведен комплекс теоретических и лабораторных исследований, стендовых испытаний, сделан анализ и обобщение полученных результатов.

Разработаны методы установки водоизолирующего экрана в открытом и обсаженном стволах, произведена апробация разработанной технологии на скважинах.

Научная новизна.

1. Установлена зависимость скоростей фильтрации состава на основе кремнийорганического эфира (по типу АКОР) от характера насыщения пористых сред (вода, нефть) при прочих одинаковых условиях. Определено, что скорость поступления состава в водонасыщенную среду в 3,5 раза

больше, чем в нефтенасыщенную: С?в = 3,5 <3н. На основании этой зависимости получена формула радиуса проникновения состава в водонасыщен-

ный пласт: 11в = -у/3,5 Ян2 -2,5 Ис2 , позволяющая рассчитать требуемые объемы состава с максимальным сохранением продуктивности пласта по нефти.

2. Определен характер распределения водоизолирующего состава в пористой среде в зависимости от ее насыщения (вода, нефть). Экспериментально установлено, что равномерное распределение состава происходит при перепадах давления не более 0,3-0,4 МПа. Дальнейшее увеличение перепада давления приводит к образованию зон прорыва состава и нарушению сплошности водоизолирующего экрана.

3. Экспериментально установлена эксклюзионная сепарация высокомолекулярных частиц водного раствора АКОР в пористой среде, что ведет к ускоренному процессу полимеризации состава и может быть причиной появления "стоп-эффекта" при закачке его в пласт.

4. Разработан способ устранения эксклюзионной сепарации водных растворов АКОР в пористой среде. Способ заключается в предварительном травлении кислотой породы и порционной закачке состава. Установлено, что закачка первой порции состава (1/4 объема) модифицирует поверхность породы, снижая ее взаимодействие с основным объемом состава, и создает условия для установки протяженного водоизолирующего экрана.

5. Методами волновой спектроскопии изучены общие закономерности отверждения состава АКОР. Установлено протекание процессов поликонденсации после потери текучести состава, что обеспечивает дальнейшее упрочение его структуры во времени и образование прочных связей с активными центрами породы. Изучение кинетики отверждения состава позволяет определить время остановки процесса закачивания и процесса тампонирования (отверждения), время пуска скважины в освоение.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

1. Предложено выделить в процессе строительства скважин, вскрывающих продуктивные толщи с близким расположением водоносных горизонтов или при их пересечении, этап подготовки продуктивного интервала к спуску и креплению обсадной колонны: проведение в открытом стволе работ, направленных на предупреждение водопроявлений.

2. Проведенные в работе исследования позволили разработать технологические схемы водоизоляционных работ для различных геологических

условий с целью предупреждения водопритока при выходе скважин из бурения и в ранние сроки их эксплуатации.

3. Обосновано применение водоизолирующего материала на основе кремнийорганических соединений (КОС) с позиций их химической природы и свойств для водоизоляционных работ при заканчивании строительства скважин.

4. Полученные результаты теоретических и экспериментальных исследований были успешно применены на скважинах при выходе их из бурения. Показано, что предварительное блокирование водоносных интервалов способствует получению безводной продукции и увеличению безводного периода работы скважин.

5. Разработана инструкция по технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин для условий ООО "Кубаньгазпром".

6. Решение поставленных в диссертационной работе задач позволит:

- ускорить ввод скважин в эксплуатацию после завершения их строительства;

- снизить риск преждевременного обводнения;

улучшить качество крепления эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

- уменьшить число скважин, нуждающихся в капитальном ремонте;

- основные положения и рекомендации могут быть использованы при разработке руководящих документов, а также проектов на бурение скважин.

Разработанная технология была успешно применена на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" и ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз" при выходе скважин из бурения.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы доложены на межотраслевых научно-практических конференциях: "Технология, технические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлениях" (Анапа, май, 2002 г.), "Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин" (Анапа, октябрь, 2002 г.), "Восстановление продуктивности нефтяных и газовых скважин" (Анапа, май, 2003 г.).

В полном объеме работа доложена и обсуждена на расширенном заседании научно-технического Совета ООО "Кубаньгазпром".

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц, 37 рисунков, список литературы из 108 наименований, 3 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана краткая характеристика диссертационной работы: обоснована актуальность проблемы раннего обводнения скважин, пробуренных в сложных гидродинамических условиях, поднят вопрос необходимости предварительной подготовки скважин, указано направление работ по увеличению безводного периода их эксплуатации.

Первая глава посвящена анализу состояния проблемы обводнения скважин, начиная с этапа их освоения. Подтверждено, что эта проблема является актуальной и повсеместной, работа большого количества скважин характеризуется коротким безводным периодом. Представлен обзор отечественных и зарубежных работ по рассматриваемой теме. Значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением ранних водопро-явлений, внесли Андресон Б.А., Ашрафьян М.О., Габдуллин Р.Г., Гилязов P.M., Городнов В.Д., Зайнуллин А.И., Кпещенко И.И., Краснов T.JL, Куксов А.К., Курочкин Б.М., Рахимкулов Р.Ш., Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A., Телков А.П., Усов C.B. и другие.

Рассмотрены различные виды водоизолирующих составов (на основе минеральных вяжущих, акриловых полимеров, жидкого стекла, синтетических смол и др.) и используемые методы работ. Показано, что традиционный метод водоизоляции (цементирование) не может обеспечить эффективное отключение водоносных зон. Многие составы (различные виды ВУС, ВДС, ПДС, ГАЛКА, Темпоскрин, Полисил и др.) разработаны специально для методов увеличения нефтеотдачи пластов и предназначены для закачки в нагнетательные скважины, не обеспечивая эффективности водо-изоляционных работ со стороны добывающих скважин. Большая часть применяющихся водоизолирующих систем разработана на основе акрило-

вых полимеров и представляет собой вязкоупругие системы, выносимые из добывающих скважин при создании депрессии.

Все больше авторов, анализируя причины и динамику обводнения скважин, эффективность проводимых водоизоляционных работ, приходят к выводу о необходимости проведения профилактических работ путем предварительного отключения водоносных пластов на завершающем этапе строительства скважин. Но пока этот вопрос не находит должного отражения ни в публикациях, ни на практике. В настоящее время отсутствует информация о действующих методах предупреждения обводнения скважин.

Определены основные причины раннего обводнения скважин. Это геологическое строение залежи, требующее нестандартного подхода к строительству скважин; коррозия цементного камня и изменение свойств глинистой корки; превышение допустимых депрессий при освоении и эксплуатации скважин, приводящее к разрушению разобщающих перемычек, образованию заколонной циркуляции и конуса воды, прорыву воды по про-пласткам. Анализ указанных факторов и результатов водоизоляционных работ показывает, что в реальных условиях при строительстве скважин, включая этап заканчивания, невозможно избежать различных осложнений: поглощений, межпластовых перетоков, нефтегазоводопроявлений и т.п. При близком расположении водоносных интервалов в подавляющем большинстве случаев без специальных работ невозможно обеспечить продолжительный безводный период работы скважин.

Учет причин раннего обводнения скважин позволил выработать требования к технологическому процессу, при котором производится глубокая блокировка водоносного пласта или пропластка и обеспечивается создание искусственной перемычки или увеличение толщины существующей в зоне ВНК (ГВК). Выработаны требования к водоизолирующим составам для использования их при заканчивании скважин.

Предварительное тампонирование водоносного участка (до спуска и крепления эксплуатационной колонны) закачкой хорошо фильтрующегося состава на расстояние, обеспечивающее надежное перекрытие притока воды, позволит увеличить безводный период работы скважин и улучшить условия их эксплуатации. Проведение таких работ будет способствовать увеличению безводного периода работы скважин не только за счет изоляции водоносных пластов, но также и повышения качества разобщения пластов в продуктивном интервале.

Показано, что теоретические расчеты, определяющие зависимости различных факторов на приток воды в скважину, подтверждают необходимость и возможность разработки методов преждевременного обводнения добывающих скважин еще в процессе их строительства. Такие профилактические методы, являясь альтернативными методам устранения водоприто-ков при эксплуатации, будут иметь свое развитие и позволят улучшить эксплуатационные характеристики скважин, пробуренных в сложных гидродинамических условиях.

Поставлена цель работ, основные задачи и пути их решения.

Во второй главе изложены методики экспериментов, представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований, стендовых испытаний, являющиеся исходными данными для разработки основ и принципов технологического процесса водоизоляции.

Работы проведены по известным методикам. Адекватность полученных зависимостей в экспериментах проверялась по критерию Фишера (F-критерию) при уровне значимости 0,05 (вероятность 0,95). Оценкой точности построенных зависимостей определяемого параметра (т) служила остаточная дисперсия (Soct2), рассчитанная по формуле:

Soct2 = 1/k - 1 • Е (т| - тср)2 (1)

Для всех экспериментов остаточная дисперсия находилась в пределах 0,02 < S0CT2 < 0,40, что, учитывая дисперсию воспроизводимости опытов, свидетельствует об адекватности полученных зависимостей.

Рассмотрены характеристики применяемых в настоящее время водо-изолирующих составов и соответствие их свойств требованиям, предъявляемым к водоизолирующим системам для заканчивания скважин. Определено, что наиболее полно этим требованиям отвечают селективно отвер-ждающиеся составы на основе не содержащих хлор кремнийорганических соединений, химический состав которых обеспечивает широкий диапазон свойств и условий применения. Объектом исследования был выбран состав АКОР МГ, производимый промышленно в соответствии с ТУ 2458-18900147001-99.

Знание особенностей процессов отверждения состава, реологических характеристик, фильтрующейся способности, характера распределения в пласте с различными насыщающими флюидами и других факторов, оказывающих на это влияние, позволяет влиять на процессы отверждения, управ-

лять ими и подбирать композиции в соответствии с геологическими условиями пласта, его температурой и приемистостью.

Снятые ИК-спектры водного раствора АКОР позволили установить, что после потери текучести состава, т.е. образования трехмерной структуры, в продукте еще остаются активные группы. Так, установлено, в отвер-жденных системах наряду с группами =Si-0-Si= (1070-1050 см"1), как продукта поликонденсации, присутствуют также группы =Si-OC2Hs (1170-1130 см"1), способные в дальнейшем' подвергаться гидролизу, и группы =Si-OH (880 см"1), вступающие в реакцию поликонденсации. Это свидетельствует о I1 том, что не успевшие прореагировать после потери текучести состава активные группы будут обеспечивать более глубокое его отверждение и дальнейшее упрочение структуры в пласте. Кроме того, взаимодействие этих групп с активными центрами породы определяет прочное удержание отвержденного состава в пористой среде и противодействие выносу его в условиях высоких депрессий за счет адгезионных сил.

Определены реологические свойства водоизолирующего состава АКОР. Установлено, что товарный состав проявляет свойства ньютоновской жидкости, т.е. вязкость его не изменяется с изменением скорости сдвига. При вводе воды через определенное время состав приобретает свойства псевдопластичных жидкостей. Увеличение температуры, а также содержание воды до определенного значения, инициируют эти процессы и уменьшают индукционный период отверждения систем. Проведены экспериментальные исследования и рассмотрены возможности и условия регулирования процессов отверждения с целью определения времени нагнетания состава в пласт, радиуса обработки призабойной зоны, закачиваемого объема, динамики изменения давления при закачке, времени вызова притока продукции из пласта и др.

Проведенные исследования позволяют сделать выбор нужного разбавления состава для конкретных геолого-технических условий скважины и планировать технологический процесс таким образом, чтобы произвести продавку состава на необходимую глубину до проявления вязкоупругих эффектов. Сделан вывод о том, что при проведении водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах, в том числе когда при закачке создаются высокие давления (например, в гибких трубах), предпочтительно использование состава в товарном виде с безводным буфером. В этом случае не будет происходить нарастания вязкости состава вплоть до его попа-

дания в обводненный пласт. Экспериментально подтверждены селективность отверждения состава и высокие термогидролитические свойства от-вержденного продукта.

С целью изучения распределения состава в пористой среде в зависимости от ее характеристики, характеристики насыщающего флюида и режима нагнетания состава проведены исследования на стендовой установке СИФ-6 конструкции ВНИПИтермнефти, представляющей собой модель пласта, состоящей из нефтенасыщенного и водонасыщенного пропластков (соответствие модели реальной скважине доказано разработчиками).

Экспериментально установлено, что характер распределения водоизо-лирующего состава АКОР в водонасыщенном и нефтенасыщенном пропла-стках различен. В водонасыщенном пропластке в результате поршневого вытеснения воды составом образуется сплошной протяженный экран, т.к. вязкость водного раствора АКОР близка к вязкости воды. В нефтенасы-щенный пропласток состав проникает лишь незначительно в виде узких языков, что обусловлено значительным различием вязкостен состава и нефти. Отсюда следует, что для достижения селективности воздействия на пласт и сохранения продуктивности по нефти закачку низковязких составов, у которых в пласте происходит увеличение вязкости вплоть до потери текучести, необходимо завершить при максимальной разнице вязкостей во-доизолирующего состава и нефти.

Определено, что наиболее равномерное распределение состава в водонасыщенном интервале наблюдается при перепадах забойного и пластового давлений 0,3-0,4 МПа. Используя известную формулу Дарси, можно рассчитать скорость закачки состава в пласт, необходимую для обеспечения заданного перепада давления. Так, при проницаемости коллектора 300-500 мД и радиусе экрана 1 м расход состава должен быть в пределах 2-3 л/с.

При создании искусственной перемычки в пласте требуется формирование протяженного экрана. Для определения влияния поверхностных свойств породы на глубину проникновения состава в водоносный пласт проведены исследования на хроматографических колонках с сорбентами порохромом 3 (удельная поверхность 4-5 м2/г) и силахромом С 80 (удельная поверхность 80-90 м2/г), а также на керновом материале Усть-Балыкского месторождения. Использование сорбентов с различной удельной поверхностью позволяет оценить вклад степени развитости поверхности в распределение состава по объему пористой среды.

На основании полученных зависимостей рН и оптической плотности (Е), пропорциональной содержанию кремния в составе, от количества прошедших через колонку поровых объемов состава (п) было установлено, что профиль распределения концентрации кремния по колонке явно опережает достижение экстремума рН. Общим для всех экспериментов является наличие выраженного минимума рН, не совпадающего с точкой максимума распределения в колонке кремния. На обоих сорбентах наблюдается расщепление пика распределения кремния, что свидетельствует об эффекте разгонки компонентов состава (рис. 1,2).

123456789 10 11

П

б)

Рис. 1. Профиль распределения состава (а) и рН (б) в колонке с порохромом-3

123456789 10 11

П

б)

Рис. 2. Профиль распределения состава (а) и рН (б) в колонке с силахромом С-80

Наблюдаемая картина позволяет утверждать следующее: - водные растворы состава АКОР не являются истинными растворами, а представляют собой истинные коллоиды, состоящие из частично или полностью гидролизованных молекул кремнийорганического соединения, подвергшихся неполной полимерной сшивке;

I

»4

- продвижение фронта кремния в породе обусловлено эксклюзион-ным механизмом сепарации наиболее высокомолекулярных частиц;

- пиковое уменьшение значения рН связано с разгонкой коллоидных и молекулярных компонентов состава и сдвигом равновесия гидролиза.

Исходя из этого, механизм прохождения состава через породу происходит следующим образом: наиболее крупные силикатные мицеллы за счет эксклюзионного эффекта продвигаются по колонке быстрее основной массы более мелких частиц. Это приводит к тому, что мелкие частицы задерживаются в зоне с более высоким значением рН, затем происходит их укрупнение. Экспериментально установленная эксклюзионная сепарация высокомолекулярных частиц водного раствора АКОР в пористой среде может быть причиной появления "стоп-эффекта" при закачке его в пласт, особенно в низкопроницаемые и высокотемпературные породы с развитой поверхностью.

Чтобы избежать проявления этого эффекта, в диссертационной работе разработан способ его устранения. Установлено, что прокачка перед составом кислоты обеспечивает низкое и постоянное значение рН по всей длине колонки (рис. 3 б). При этом распределение коллоидных частиц при прохождении состава как через сорбент, так и через природный керн имеет обычный Гауссовский профиль, что говорит об отсутствии наблюдаемой ранее эксклюзионной сепарации коллоидных частиц (рис. 3 а, 4).

а)

Рис. 3. Профиль распределения состава (а) и рН (б) в колонке с порохромом-3, предварительно промытым кислотой

10 11 п

Рис. 4. Профиль распределения состава в колонке с керновым материалом:

1 - с предварительной прокачкой кислоты;

2 - без предварительной прокачки кислоты

Изучено также влияние порядка закачки компонентов на распределение состава в породе. Установлено, что при прокачке вначале кислоты, затем небольшой порции (1/4 объема) состава и через буфер из воды остального (основного) объема профиль распределения состава наиболее узок (рис. 4, кривая 1), что связано с модифицированием компонентами состава поверхности частиц породы. Это делает практически невозможным нежелательное взаимодействие основного объема состава с породой и связанное с этим преждевременное гелеобразование за счет реактивной щелочности породы.

Экспериментальные испытания тампонирующей способности и селективных свойств состава АКОР проводились на специальной установке УИПК-1М конструкции ОАО НПО "Бурение", имитирующей пластовые условия. Проведены серии опытов на натурных и природных водонасы-щенных и нефтенасыщенных (маслонасыщенных) кернах. Оценка тампонирующих свойств водоизолирующего состава проводилась по показателю восстановления проницаемости образцов пористых сред с различным характером их первоначального насыщения. Проницаемость образцов кернов рассчитывалась в соответствии с законом фильтрации Дарси. Результаты оценки блокирующих свойств состава в водо- и нефтенасыщенных кернах приведены в таблице.

г «

Таблица

Результаты экспериментальной оценки блокирующих свойств состава АКОР (АКОР:вода=1:4) (после прокачки двух поровых объемов вытесняющей жидкости)

Керн Жидкость насыщения Исходная проницаемость керна, мкм2 Параметры процесса воздействия на керн составом АКОР Конечная проницаемость керна, мкм2 Коэффициент восстановления проницаемости (3,%

по воде Кво по маслу К„о выдержка при 85 °С, ч давление в конце продавки, атм по воде к„ по маслу КН1

Модельный вода 0,0220 3,0 0,32 0,00007 0,3 ДР 45 атм

Природный 0,0335 - 0,33 0,00020 - 0,6 АР 45 атм

Модельный масло 0,0215 0,0173 3,0 1,12 - 0,01417 81,9 ДР 0,5 атм

Природный 0,0457 0.0167 1,17 - 0,0166 99,4 ДР 0,5 атм

Экспериментально установлено, что при практически одинаковых режимах закачки состава, одних и тех же термобарических условиях и одинаковых коллекторских свойствах используемых пористых сред, объемная скорость поступления состава в пористые образцы зависит от характера их первоначального насыщения: при закачке в водонасыщенный керн давление продавки как минимум в 3,5 раза меньше, чем в нефтенасыщен- |

ный. То есть величины скоростей поступления водоизолирующего состава в водо- и нефтенасыщенные керны определяются соотношением:

I

= 3,5 С!н, (2) *

где С>в, <3н - объемные скорости поступления состава в водонасыщенный и нефтенасыщенный керны, соответственно, см3/с.

На основании этой зависимости и известной формулы плоскоради- |

ального течения жидкостей получена формула радиуса проникновения состава АКОР в водонасыщенный пласт, позволяющая рассчитать требуе- | мый объем состава: |

Кв=т/3.5Лн2-2^Яс2 , (3)

где Яв, Ян - радиусы зон проникновения состава в водо- и нефтенасыщенный пласты скважины, м; Яс - радиус скважины.

Различие скоростей фильтрации обусловливается, с одной стороны, более высокой вязкостью нефти по сравнению с водой, с другой - возникновением двухфазной фильтрацией в нефтенасыщенном пласте. Что касается тампонирующей способности состава в водо- и нефтенасыщенных образцах, то, как свидетельствуют полученные результаты, водонасыщен- ■

ные керны практически полностью (более чем на 99 %) утрачивают свою 1

первоначальную проницаемость (Рв 0,3-0,6 %), снижающуюся во времени, в то время как нефтенасыщенные образцы способны восстанавливать первоначальную проницаемость (рн 82-99 %). По истечении технологически заданного времени выдержки АКОР в водонасыщенном керне (3 ч) проис- ;

ходит полная потеря подвижности состава с дальнейшим его отверждением. Восстановить утраченную проницаемость водонасыщенного образца, даже форсированной прокачкой воды при высоких значениях депрессии 1

не представляется возможным. В нефтенасыщенных образцах за этот же период времени полного отверждения состава не происходит, чем и обу- '

словлена возможность очистки керна при имитации вызова притока. Причем, в опытах в качестве нефтенасыщенного керна использован образец, содержащий не только нефть, но и воду для создания условий, близких к пластовым.

Полученные в результате исследований значения р наряду с оценкой гидравлических сопротивлений при закачке АКОР в различные среды могут быть использованы в качестве исходных данных для расчетов режимных параметров закачки состава в реальные пласты при изоляционных работах и при одновременном сохранении на достаточно высоком уровне исходной продуктивности нефтенасыщенных пропластков. Например, используя известные формулы плоскорадиального притока жидкости из пласта в скважину и полученные экспериментально значения рв и рн, можно произвести расчет ожидаемой величины показателя относительной продуктивности (ОП) для различных, задаваемых произвольно радиусов проникновения состава в нефтенасыщенный (Ян) и водонасыщенный (Кв) пласты.

Результаты зависимости расчетов ОПн и ОПв для нефтяного и водо-насыщенного пластов от радиуса проникновения состава приведены на рис. 5.

Радиус проникновения состава, м

Рис. 5. Расчетные зависимости показателя относительной продуктивности (ОП) от радиуса зоны закачки АКОР в нефтенасыщенный и водонасыщенный пласты (для условий рн = 85 %; рв = 0,6 %, С>в = 3,5 С>„).

Из рисунка видно, что для получения достаточно высокого значения относительной продуктивности пласта по нефти (например, ОПн > 0,85), радиус проникновения состава в нефтенасыщенную зону (Лн) достаточно ограничить значением 0,3 м. При этом радиус проникновения состава в водонасыщенную зону составит более 1 м. Дальнейшее увеличение объема закачки снизит продуктивность по воде уже незначительно, но может привести к снижению продуктивности по нефти. Это особенно ,

важно для условий пропласткового характера продуктивного пласта и от- и.

сутствия разделяющих перемычек. !

Сопоставляя полученные значения Кв с кривой водонасыщенной зоны, приведенной на рис. 5, видно, что продуктивность водоносного пласта в результате обработки его составом АКОР будет снижена относительно первоначальной не менее чем на 97 % (ОП » 0,03). То есть, технологический процесс изоляционных работ, связанный с тампонированием водо-проявляющих зон при одновременном сохранении на заданном уровне продуктивности нефтенасыщенного пласта (не менее 85-90 %), можно считать эффективным.

При необходимости установки протяженного водоизолирующего экрана (больше расчетного) в еще нераздренированном водоносном интервале открытого ствола, закачку состава с целью создания перемычки на границе ВНК целесообразно производить с установкой пакера, отсекающего нефтеносную часть пласта. (

Что касается газо- и водонасыщенных зон, то, поскольку газ, в отличие от воды, является сжимаемым флюидом, перед закачкой водоизоли- , рующего состава необходима предварительная блокировка газоносной ' части пласта. Для этого могут быть использованы как блокирующие жидкости, так и технические средства.

Результаты проведенных исследований легли в основу технологического процесса упреждающих водоизоляционных работ на этапе заверше- ' ния строительства скважин.

В третьей главе представлены основные принципы технологии во- 1

доизоляционных работ при заканчивании скважин путем предварительной 1 закачки водоизолирующего состава в обводненный пласт в открытом

стволе до спуска эксплуатационной колонны. Рассмотрена также техноло- !

гия закачки водоизолирующего состава в уже обсаженном стволе до освоения скважины или после освоении при появлении воды в продукции.

После анализа геолого-технических условий скважины принимается решение о методе воздействия, а именно: с каким временем потери текучести использовать водоизолирующий состав, какой объем и какое количество порций необходимо закачать, использовать только водоизолирующий состав или производить последующую закачку цементного раствора; определяется возможность применения пакера и переноса фильтра при близком ВНК (ГВК) и т.п.

В обосновании правильности выбора технологического приема первоочередная роль отводится данным геофизических исследований.

Направленная закачка водоизолирующего состава в водоносный интервал до спуска эксплуатационной колонны обеспечивается установкой гидромеханических пакеров с упором на стенки открытого ствола скважины или с упором на забой. Использование пакеров позволяет не только исключить попадание водоизолирующего состава в вышележащий нефтеносный интервал, но и осуществить закачку состава в достаточно больших объемах в загрязненную буровым раствором (при вскрытии пласта глинистым раствором) и еще нераздренированную водоносную часть призабой-ной зоны. При низкой приемистости пласта и в породах с развитой поверхностью целесообразно предварительно провести кислотную обработку.

В диссертационной работе рассмотрены следующие виды технологических приемов установки водоизоляционных экранов в открытом стволе до спуска эксплуатационной колонны:

- ниже нефте(газо)носного пласта (нижняя или подошвенная вода), в т.ч. при отсутствии между пластами перемычки;

- выше нефте(газо)носного пласта;

- между нефте(газо)носными пластами;

- выше и ниже нефте(газо)носного пласта;

- выше нефте(газо)носного пласта без вскрытия нижнего водоносного пласта.

Рассмотрены также этапы водоизоляционных работ в обсаженном стволе при заколонной циркуляции снизу и при притоке воды по пласту.

Ниже приведены принципы разработанных технологических приемов тампонирования водоносных зон в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной толщи:

1. При подошвенном обводнении в открытом стволе водоизоли-рующий экран устанавливается на границе ВНК (ГВК) и в верхней части водоносного пласта. После прохождения долотом нефте(газо)носного пласта и вскрытия кровли водоносного пласта производится установка пакера

и закачка водоизолирующего состава с продавкой в водоносный пласт. За- |

тем производится спуск и цементирование эксплуатационной колонны и , 1

установка цементного моста под давлением с расположением верхней гра- !

ницы моста выше перемычки.

При закачке фильтрующегося состава в кровлю водоносного пласта формируется искусственная перемычка (при ее отсутствии) или увеличивается толщина существующей перемычки, что позволяет с меньшим риском прилагать необходимую депрессию. Кроме того, при этом также устанавливается защита от размывания цемента за колонной и предупреждается появление заколонной циркуляции.

2. При залегании водоносного пласта над нефтегазоносным) производится его вскрытие до разделяющей водо- и нефте(газо)носные пласты перемычки и закачка водоизолирующего состава с продавкой в водоносный интервал. Если водоносный интервал более 4-5 м, производится его поинтервальное вскрытие и поинтервальная закачка состава в каждый вскрытый участок после требуемого времени ОЗС. Затем спускается и цементируется эксплуатационная колонна, производится ее перфорация из расчета удаления верхних перфорационных отверстий от водоносного ' пласта (пропластка) не менее чем на 3-4 м. Это расстояние определяется величиной планируемой депрессии при освоении и эксплуатации скважины.

3. При залегании водоносного пласта между нефте(газо)носными производится вскрытие верхнего нефте(газо)носного пласта до кровли водоносного, и в плотных породах перемычки открытого ствола устанавли- ' вается пакер. Затем вскрывается водоносный интервал и закачивается во- ^ доизолирующий состав. После ОЗС разбуривается нижний продуктивный ' пласт. Производится спуск и цементирование эксплуатационной колонны, перфорация продуктивных пластов и вызов притока.

4. При залегании нефте(газо)носного пласта между водоносными производится вскрытие водоносного пласта до разделяющей водо- и неф-те(газо)носные пласты перемычки и закачка водоизолирующего состава с продавкой его в водоносный интервал. Затем вскрывается неф-те(газо)носный пласт до кровли нижнего водоносного пласта и устанавливается пакер в плотных породах перемычки открытого ствола для отсечения нефтеносного пропластка от нижнего водоносного, после чего производится закачка состава с продавкой в нижний водоносный пласт.

5. В обсаженной скважине при притоке воды по заколонному каналу закачка водоизолирующего состава производится через спецотверстия в кровлю обводненного пласта, а также в ряде случаев - по схеме селективной изоляции через существующий интервал перфорации.

При комбинациях различных видов водопритоков следует учитывать особенности каждого вида обводнения.

Сущность разработанных технологических приемов в зависимости от расположения водоносных и нефте(газо)носных горизонтов, наличия перемычек представлена отдельными этапами на схемах в диссертационной работе.

В четвертой главе приведено описание опытно-промышленных испытаний и результаты внедрения разработанных технологий при заканчи-вании строительства нефтяных и газовой скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов.

На основе геофизических данных скважин, взятых для проведения водоизоляционных работ, рассмотрены их геолого-технические условия, в том числе характер залегания водоносных интервалов пласта. Показана реализация технологических схем водоизоляционных работ в конкретных геологических условиях. Сделана оценка выполненным работам и приведен расчет их экономической эффективности.

Результатом применения разработанной технологии явилось получение безводной продукции в сложных гидродинамических условиях, достижение планируемых дебитов и сокращение срока ввода скважин в эксплуатацию.

По результатам испытаний новой технологии на трех скважинах получен экономический эффект 7346,6 тыс. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа причин раннего появления воды в продукции показана необходимость повышения качества заканчивания скважин в сложных гидродинамических условиях путем проведения предупреждающих водоизоляционных работ на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи до спуска и крепления скважины эксплуатационной колонной.

2. Экспериментальными исследованиями химических и эксплуатационных свойств эфиров ортокремневой кислоты (по типу АКОР) установлено, что они максимально полно удовлетворяют требованиям к водо-изолирующим составам, предназначенным для водоизоляционных работ на этапе заканчивания строительства скважин. Изучены общие закономерности процессов их отверждения.

3. Определены режимы закачки состава в пласт и разработан способ установки протяженного экрана в обводненном пласте, рассчитана математическая формула необходимого радиуса экрана для максимального сохранения ОП по нефти продуктивной зоны.

4. Разработана технология предупреждения водопритоков на этапе заканчивания строительства скважин в различных геологических условиях при близком залегании водоносных пластов, позволяющая продлить безводный период работы скважин.

5. Для повышения качества заканчивания скважин в сложных гидродинамических условиях рекомендованы усовершенствованные технологические приемы, способные обеспечить современный уровень качества работ при взаимном залегании нефте(газо)- и водоносных интервалов в продуктивной толще, предусматривающие закачку фильтрующегося состава в водоносный интервал и создания в пласте искусственной перемычки.

6. Теоретические разработки и результаты экспериментальных исследований подтверждены промысловыми испытаниями разработанной технологии на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" и ООО "Слав-нефть-Красноярскнефтегаз" при заканчивании скважин в условиях близости нефте- и газоносных горизонтов к водоносным. Показано, что предварительное блокирование водоносных интервалов способствует получению безводной продукции и увеличению безводного периода работы скважин.

Экономический эффект от применения разработанной технологии на трех скважинах составил 7346,6 тыс. руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Аносов Э.В. Необходимость проведения мероприятий на этапе заканчивания скважин с целью предупреждения их обводнения. - Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 218-222.

2. Скородиевская Л.А., Качерова H.A., Мирная M.JT., Аносов Э.В. Сравнительная характеристика отечественных и зарубежных водоизоли-рующих составов. - Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 145-158.

3. Аносов Э.В. Основные положения технологии водоизоляцион-ных работ при заканчивании скважин. - Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 10, с. 118-124.

4. Лысенков Е.А., Паукер Л.В., Смирнов В.И., Аносов Э.В. Резервы экономии материальных и энергетических затрат при эксплуатации обводняющихся нефтяных залежей. - Нефтяное хозяйство, 2003, № 9, с. 5558.

5. Аносов Э.В., Лысенков Е.А. К вопросу предупреждения раннего обводнения скважин. - Нефтяное хозяйство, 2003, № 9.

6. Свидетельство РФ № 29089 на полезную модель "Устройство обвязки устья скважины" / Жихор С.А., Аносов Э.В., Доктор С.А и др. // БИ № 22, 2003 г.

£оо?-А

' »18447

Кубанский государственный университет 350040 г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149. Типография КубГУ 350023 г. Краснодар ул. Октябрьская 25. Заказ № 263 Тираж 100.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аносов, Эдуард Валентинович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПУТИ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ ОСВОЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов"

и существующие методы ее решения. 8

1.2. Анализ работы скважин после выхода из бурения в условиях близкого залегания водоносных пластов. 35

1.3. Причины обводнения скважин при первичном освоении и на этапе эксплуатации. 44

1.4. Опыт применения методов водоизоляции при заканчивании строительства скважин. 5 7

1.5. Требования к водоизолирующим составам и основные технологические приемы при заканчивании строительства скважин. 61

1.6. Теоретические предпосылки разработки методов предупреждения раннего обводнения скважин. 66

1.7. Цель работы, задачи исследований и пути их решения . 74 ВЫВОДЫ ПО 1-й ГЛАВЕ. 75

ГЛАВА 2. ВЫБОР И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВОДО-(% ИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ С ЦЕЛЬЮ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ИХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН. 77

2.1. Выбор водоизолирующего состава. 77

2.2. Изучение общих закономерностей отверждения водоизолирующего состава АКОР. 80

2.3. Реологические характеристики и регулирование времени отверждения. 83

2.4. Изучение стабильности свойств водоизолирующего состава и термогидролитической стойкости отвержденного продукта. 93

2.5. Действие различных жидкостей на отвержденный состав. 97

2.6. Совместимость водных растворов АКОР с буровым и цементным растворами. 99

2.7. Оценка тампонирующей способности состава АКОР и восстановления продуктивности пористых сред. 101

2.8. Изучение характера распределения водоизолирующего состава в пористой среде. 114

2.9. Влияние поверхностных свойств породы на глубину проникновения водного раствора АКОР. 119

ВЫВОДЫ ПО 2-й ГЛАВЕ. 128

ГЛАВА 3. ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ

РАБОТ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СТРОИТЕЛЬСТВА

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. 130

3.1. Основные принципы технологии водоизоляционных работ при заканчивании скважин. 131

3.2. Технология установки водоизолирующего экрана в открытом стволе до спуска обсадной колонны. 138

3.3. Технология установки водоизолирующего экрана в обсаженном стволе. 148

ВЫВОДЫ ПО 3-й ГЛАВЕ. 151

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ.153

4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ при заканчивании строительства скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов.153

4.2. Экономическая оценка применения технологии.157

ВЫВОДЫ ПО 4-й ГЛАВЕ.160

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.162

ЛИТЕРАТУРА.164

ПРИЛОЖЕНИЯ.174 4

Ct

ВВЕДЕНИЕ

Среди мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин и рентабельности их эксплуатации, важное место занимают методы борьбы с их обводнением. В настоящее время нет месторождений, где бы ни (Р стояла эта проблема. На некоторых месторождениях скважины, работающие с обводненностью 90 % и более, составляют половину всего фонда.

Эффективность разработки залежей углеводородов во многом определяется не только качеством буровых работ и формированием долговременной герметичной крепи, но и гидродинамически совершенной конструкцией забоя скважины. Анализ состояния и качества крепления показывает, что уровень их остается низким и не отвечает техническим требованиям эффективной эксплуатации скважин, не соответствует динамично изменяющимся условиям разработки месторождений. Так, по нефтяным месторождениям Западной Сибири до 25 % скважин вводятся в эксплуатацию с обводненной продукцией. Через год эксплуатации численность таких скважин возрастает до 50 % [1]. В таких условиях ожидать эффективной реализации проектных решений систем разработки и достижения высоких показателей нефтеотдачи пластов не приходится.

Проблему предупреждения водопроявлений при освоении и на ранних этапах эксплуатации скважин нельзя решить только технологическими приемами, а использованию специально закачиваемых в пласт растворов химических реагентов с целью создания блокирующего экрана уделяется явно недостаточное внимание, в то время как такие методы имеют большую перспективу для широкого внедрения. Они отличаются простотой исполнения и доступностью при минимальных затратах на их применение, надежностью и эффективностью. Таким методам в решении этой проблемы принадлежит важная роль, а в ряде случаев они являются единственно приемлемыми. Эффективность работы скважин с близким расположением водоносных интервалов в дальнейшем зависит от правильности выбора и проведения технологических операций на этапе заканчива-ния строительства с использованием реагентов, соответствующих геологическим условиям залежи, литолого-минералогическому составу пород, слагающих продуктивные пласты, конструкции скважины, способу эксплуатации и т.п. Все эти положения в равной мере относятся и к забуриванию вторых стволов.

Проведение работ по созданию водоизолирующего экрана непосредственно в пласте должно быть обосновано и отражено в проекте на строительство скважины. Предварительная закачка водоизолирующего состава еще до спуска и крепления эксплуатационной колонны или в завершенных строительством скважинах до сдачи их в эксплуатацию позволит устранить поступление воды в продукцию, до минимума свести последствия некачественного цементирования в интервале продуктивных пластов.

Таким образом, необходимость предварительной подготовки скважин, пробуренных в сложных гидродинамических условиях, когда риск получения прорыва воды уже на этапе освоения максимальный, давно назрела. Используемые в настоящее время методы заканчивания строительства скважин не обеспечивают долговременности их эффективной эксплуатации. Этапы заканчивания скважин во всех геологических условиях, даже резко отличающихся, практически одинаковы, в то время как для скважин, пробуренных в условиях близкого расположения водоносных пластов, требуется особый подход, заключающийся в * необходимости предварительной изоляции водопроявляющих пластов перед пуском скважин в эксплуатацию.

Одним из путей решения проблемы преждевременного обводнения скважин является поиск и разработка новых эффективных технологий заканчивания строительства скважин в сложных геологических и гидродинамических условиях, которая позволила бы надежно тампонировать каналы поступления воды, не снижая продуктивности скважин.

Проблема повышения качества строительства скважин в условиях близкого залегания воды лежит в основе настоящей диссертационной работы. Решение поставленных в ней задач позволит повысить технико-экономические показатели бурения скважин, ускорить ввод скважин в эксплуатацию и увеличить безводный период добычи. (* При разработке технологического процесса важное место отводится составам, наиболее полно отвечающим требованиям создания водоизолирующего экрана непосредственно в пласте. Это прежде всего такие требования, как хорошая фильтруемость в пласт, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, возможность использования в широком интервале пластовых температур, в т.ч. при низких зимних температурах, технологичность, доступность и др. Всем этим требованиям в полной мере соответствуют составы на основе кремнийорганических соединений (КОС), которые по физико-химическим свойствам, характеру воздействия на обводненный пласт выгодно отличаются от других водоизоли-рующих составов.

В процессе работы разработаны методики и проведены экспериментальные исследования по фильтрующейся способности составов, регулированию времени потери их текучести, термогидролитической стойкости отвержденных продуктов, тампонированию пористых сред с различными насыщающими флюидами и др. Исследованы технологические свойства тампонажных составов и определены необходимые объемы для закачки в пласт.

Результатом экспериментальных исследований явилась разработка технологического процесса водоизоляционных работ на этапе заканчивания строительства скважин с использованием материалов, удовлетворяющих предъявляемым требованиям. Сюда входит обеспечение закачки водоизолирующего состава в обводненный пласт на необходимую глубину при сохранении коллекторских свойств продуктивного нефтяного интервала и длительности полученного эффекта, технологичность операций, выполнение экологических требований и др.

Разработка технологии заканчивания строительства скважин в сложных геологических и гидродинамических условиях по созданию искусственного экрана при близком расположении водоносных пластов или пропластков позволит увеличить безводный период эксплуатации скважин, более эффективно врсти разработку месторождений со сложной гидродинамической ситуацией и уверенно проводить геолого-технические мероприятия по освоению скважин и увеличению нефтеотдачи пластов. Проведение таких работ будет оправданным и позволит избежать преждевременного появления воды в продукции, также будет способствовать более качественному креплению эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта, в том числе обводненного.

Успешно проведенная апробация разработанной технологии на пробуренных скважинах подтверждает правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований. В заключении работы приводятся результаты промысловых работ.

Практическое назначение результатов разработки — промышленное внедрение технологии при заканчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого расположения водоносных пластов и существующего риска преждевременного обводнения скважин.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аносов, Эдуард Валентинович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Анализ исследований и результатов внедрения разработок позволил сформулировать ряд выводов и рекомендаций, использование которых повысит качество строительства скважин на завершающем этапе при близком расположении водоносных горизонтов:

1. На основе анализа причин раннего появления воды в продукции показана необходимость повышения качества заканчивания скважин в сложных гидродинамических условиях путем проведения предупреждающих водоизоляционных работ на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи до спуска и крепления скважины эксплуатационной колонной.

2. Экспериментальными исследованиями химических и эксплуатационных свойств эфиров ортокремневой кислоты (по типу АКОР) установлено, что они максимально полно удовлетворяют требованиям к водоизолирующим составам, предназначенным для водоизоляционных работ на этапе заканчивания строительства скважин. Изучены общие закономерности процессов их отверждения.

3. Определены режимы закачки состава в пласт и разработан способ установки протяженного экрана в обводненном пласте, рассчитана математическая формула необходимого радиуса экрана для максимального сохранения ОП по нефти продуктивной зоны.

4. Разработана технология предупреждения водопритоков на этапе заканчивания строительства скважин в различных геологических условиях при близком залегании водоносных пластов, позволяющая продлить безводный период работы скважин.

5. Для повышения качества заканчивания скважин в сложных гидродинамических условиях рекомендованы усовершенствованные технологические приемы, способные обеспечить современный уровень качества работ при взаимном залегании нефте(газо)- и водоносных интервалов в продуктивной толще, предусматривающие закачку фильтрующегося состава в водоносный интервал и создания в пласте искусственной перемычки.

6. Теоретические разработки и результаты экспериментальных исследований подтверждены промысловыми испытаниями разработанной технологии на месторождениях ООО "Кубаньгазпром" и ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз" при заканчивании скважин в условиях близости нефте- и газоносных горизонтов к водоносным. Показано, что предварительное блокирование водоносных интервалов способствует получению безводной продукции и увеличению безводного периода работы скважин.

Экономический эффект от применения разработанной технологии на трех скважинах составил 7346,6 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аносов, Эдуард Валентинович, Краснодар

1. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Кузнецов Ю.С. Проблемы и перспективы совершенствования конструкций и повышения качества крепления скважин. -Тр./ОАО НПО "Бурение". - Краснодар, 2002. Вып. 5, с. 96-99.

2. Нефтяной рынок России и стран СНГ. Приложение к справочнику "Нефтяная промышленность Российской федерации 1998", 1999. М.: ВНИИО-ЭНГ, 2000.-236 с.

3. Гурбанов Р. А., Алиев А .Я., Гасанов и др. Работа с бездействующим и ликвидированным фондом скважин как основной фактор стабилизации и увеличения добычи нефти и газа. Нефтепромысловое дело, 2001, № 11, с. 20-32.

4. Гумерский Х.Х, Шахвердиев А.Х. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей нефти. Интервал, 2002, № 3 (38), с. 11-16.

5. Голов Л.В., Козорезов А.А. Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса с применением горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин в России. Интервал, 2002, с. 48-50.

6. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 562 с.

7. Курочкин Б.М., Хисамов Р.С. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера. Нефтяное хозяйство, 2003, № 1, с.48-53.

8. Курочкин Б.М., Гилязетдинов З.Ф., Карпов Ю.И. и др. К вопросу о подготовке продуктивной толщи с наличием водоносных пластов к креплению скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1998, № 7, с. 29-34.

9. Тагиров К.М., Кабанов Н.И., Гасумов Р.А. и др. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ. Газовая промышленность, 1998, № 1, с. 40-41.

10. Курочкин Б.М. Применение цементного раствора с высокой тиксотро-пией при ремонте скважин. Нефтяное хозяйство, 2001, № 6, с. 30-33.

11. Курочкин Б.М., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.Ф. Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением водонабухающего полимера в НГДУ "Ле-ниногорскнефть". Нефтяное хозяйство, 2000. № 2, с. 27-29.

12. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Федоров В.А. и др. Ремонтные изоляционные работы в скважинах, законченных бурением. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1998, № 8-9, с. 30-34.

13. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983. - 160 с.

14. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. — М.: Недра, 1976. 175 с.

15. Блажевич В.А., Стрижнев В.А., Исламов Ф.Я. и др. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах на поздней стадии разработки нефтяных мё-сторождений. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1984. - 66 с.

16. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. В 6 т. М.: Недра, 2000, т.2. - 413 с.

17. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Стрижнев В.А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследований. Нефтяное хозяйство, 2001, № 11, с. 32-34.

18. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений. — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 6, с. 11-15.

19. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 7, с. 17-22.

20. Комаров B.C., Бодрягин А.В., Никитин А.Ю. и др. Результаты проведения РИР с применением кремнийорганических соединений на месторождениях Широкого Приобья. Интервал, 2002, № 1 (36), с. 8-13.

21. Пат. 4034811 (США). Method for sealing a permeable subterranean formation / Sparlin Derry D., Crumb Robert E. Опубл. 12.07.77.

22. Медведев Н.Я. Результаты опытно-промышленной эксплуатации Лян-торского газонефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, № 4, с. 4246.

23. Райе Р.Т. Водоизоляционные работы в нефтяных и газовых скважинах с использованием пластмассы. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1992, № 4, с.15-20.

24. Кадыров P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. -Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1983, № 12.

25. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Кольчугин И.С. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 1998, № 4-5, с.37-40.

26. Пат. 4276935 (США). Treatment of subsurface gas-bearing formation for reduce water production therefrom / Hessert James E., Johuston Cheter С. Опубл. 07.07.81.

27. Рекламный проспект полимера AquaCon компании BJ Services. Неф-тегаз, 2003, №2, с. 86-90.

28. Палий А.О., Молчан И.А. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, № 1, с 36-39.

29. Каушанский Д.А. Технология "Темпоскрин" путь снижения обводненности нефтяных месторождений. — Нефтегаз, 2003, № 2, с. 93-94.

30. Патент 2187622 Россия. Способ изоляции пластов / Р.Ш. Рахимкулов, Н.З. Гибадуллин, A.M. Попов, В.Ф. Хайруллин Опубл. 20.08.2002.

31. Бриллиант Л.С., Козлов А.И., Ручкин А.А. и др. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. — Нефтяное хозяйство, 2000, № 9, с. 72-75.

32. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, №6, с. 19-22.

33. Гафуров О.Г., Якименко Г.Х., Мухтаров Я.Г. и др. Технология снижения обводненности добываемой продукции на основе жидкого стекла и глинистой суспензии. Нефтепромысловое дело, 1998, № 3, с. 18-20.

34. Галыбин A.M., Соркин А.Я., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождениях Удмуртии. — Тр./ВНИИ. М., 1988. Вып. 102.

35. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Чекалина Г. Гидрогели из растворов силиката натрия. Нефтяное хозяйство, № 10, 1984.

36. О.И., Чигина В.В., Титов В.И. Влияние минерализации и жесткости воды на процесс образования геля кремниевой кислоты. -Тр./ВНИИ. М., 1991. Вып. 108.

37. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водо-притоков из глубокозалегающих пластов Нефтяное хозяйство, 1988, № 9, с. 4345.

38. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой Нефтяное хозяйство, 1995, №4, с. 36-38.

39. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Пути эффективного применения каучуковой крошки при изоляционных работах в обсаженных скважинах. Нефтепромысловое дело, 1996, № 12, с. 19-21.

40. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство, 1997, № 1, с. 18-20.

41. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. и др. Применение гидрофобного полимерного тампонажного состава (ГПТС) при изоляционных работах в скважинах Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998, № 12, с. 15-18.

42. Многоцелевой гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС). Рекламный листок ВНИИБТ. Бурение и нефть, 2002, № 8, с.54.

43. Патент 5964293 США. Well completion methods using rubber latex compositions in subterranean formations containing salt zones / J. Chatterji. — Опубл. 25.09.1997.

44. Маслов И.И., Бичкевский А.Д, Левченко И.А., Губенко Г.М. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод Нефтяное хозяйство, 1976, № 5, с. 38-41.

45. А.с. 1049654 (СССР). Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах/ А.В. Маляренко, Ю.В. Земцов, В.В. Белогуров и др.

46. Опубл. в Б.И., № 39, 1983.

47. А.с. 1207224 (СССР). Способ изоляции притока пластовых вод / А.В. Маляренко, Ю.В. Земцов, Л.Я. Сушон, А.С. Шапатин. Опубл. 22.09.85, ДСП.

48. Земцов Ю.В. Метод изоляции водопритоков в нефтяных скважинах с применением полифункциональных кремнийорганических соединений. Автореферат канд. дис. Тюмень, 1987. - 20 с.

49. Муслимов Р.Х., Шакиров А.Н., Исмагилов О.З. и др. Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по объектам ЗАО "Татнефтеотдача". Интервал, 2001, № 6 (29), с. 42-47.

50. Кадыров P.P., Калашников Б.М., Хисамов Р.С. и др. Эффективность обработок скважин кремнийорганическим продуктом 119-296Т. Нефтяное хозяйство, 2001, № 4, с. 63-65.

51. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г и др. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Waker-Chemie на месторождениях АО "Юганскнефтегаз". Нефтяное хозяйство, 1996; № 5, с. 72.

52. Грайфер В.И., Смирнов А.В., Иванов В.В., Котельников В.А. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. Нефтепромысловое дело, 1998, № 9-10, с. 7-14.

53. Скородиевская Л.А., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО. Нефтяное хозяйство, 1999, № 2, с. 16-19.

54. Патент 2144607 Россия, МКИ4 Е 21 В 33/138. Водоизолирующий состав / Л.А. Скородиевская, С.А. Рябоконь, Н.А. Качерова и др. -№ 99107497/03. Заявл. 13.04.1999. Опубл. 20.01.2000, Бюл № 2.

55. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. Нефтяное хозяйство, 2002, № 7, с. 120-124.

56. Скородиевская JT.A. Необходимость проведения водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин при близком расположении водоносного пласта. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 6, с. 30-32.

57. А.с. 1694876 (СССР). Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / С.К. Сохошко, А.П. Телков. Опубл. в Б.И., № 44,1991.

58. Гилязов P.M., Рахимкулов Р.Ш. Проблемы заканчивания скважин с боковыми стволами. Нефтяное хозяйство, 2001. № 11, с. 10-12.

59. Патент 5862863 США. Duel completion method for oil/gas wells to minimize water corning / M.D. Swisher. Опубл. 26.01.1999.

60. Смирнов В.И. Использование двухфильтровой конструкции забоя для улучшения работы скважин, вскрывающих водоплавающие залежи. — Нефтяное хозяйство. 1998, № 9-10, с. 43-45.

61. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н., Лядов Б.С. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. Интервал, 2001, №6 (29), с. 3-5.

62. Курочкин Б.М., Федоров В.А., Сафиуллин А.А. и др. Применение каучуковой крошки в цементных растворах при ремонтно-изоляционных работах. — Нефтепромысловое дело, 1995, № 11-12, с. 34-35.

63. Кочетков Л, Журба В., Мороз В, Бурдин К. Технологии от "Сургутнефтегаза". Время колтюбинга, 2002, № 1, с. 12-17.

64. Цырин Ю.З. Концепция избирательного метода изоляции пластов при креплении скважин и пути ее реализации. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1994, № 1, с. 4-6.

65. Поддубный Ю.А., Кан В.А., Сидоров И.А., и др. Повышение эффективности работ по ликвидации заколонных перетоков воды в нагнетательных скважинах. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, № 12, с. 16-18.

66. Краснов T.JI. Контроль за конусообразованием при разработке нефте-fi газовых залежей с подошвенной водой. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 4, с.38-43.

67. Габдуллин Р.Г., Ибатуллин Р.Х., Чепик С.К., Хайретдинов Ф.М. Основные направления борьбы с преждевременным обводнением скважин. — Нефтепромысловое дело, 1985, № 10, с. 10-14.

68. Wojtanowicz А.К., Hui XU, Basiouni Z. Segregated production method for with active water coning. J of Petrol. Science and Engineering. - 1995, III, p.21-35.

69. Смирнов В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам. Нефтепромысловое дело, 2000, № 3, с. 10-14.

70. Бриллиант Л.С., Заров А.А., Малышев О.Г. Применение технологий ** изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения. — Нефтяное хозяйство, 2000, №9, с. 69-71.

71. Аносов Э.В., Лысенков Е.А. К вопросу предупреждения раннего обводнения скважин. Нефтяное хозяйство, 2003, № 9.

72. Рябоконь С.А., Усов С.В., Дадыка В.И. и др. Влияние качества строительства скважин на возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте. -М., ВНИИОЭНГ, 1991. 55 с.

73. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. - 229 с.

74. Ашрафьян М.О. Разобщение пластов в осложненных условиях. — М.: Недра, 1989.-228 с.

75. Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1985.

76. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие / Под ред. проф. Р.С. Яремийчука. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. 472 с.

77. Беляев К.В. Теоретические предпосылки проблемы трещиностойкости тампонажных материалов. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2002, № 11, с. 24-26.

78. Куксов А.К., Черненко А.В. Заколонные проявления при строительстве скважин. М.:ВНИИОЭНГ, 1988. - 68 с.

79. Аносов Э.В. Необходимость проведения мероприятий на этапе заканчивания скважин с целью предупреждения их обводнения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 218-222.

80. Гноевых А.Н. Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин / Дис., докт. М., 2000. - 89 с.

81. Мовсумов А.А., Кязимов Э.А., Шейхн Ф.А. Изменение режима перфорации при заканчивании скважин для предотвращения водо- и пескопроявлений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 7-8, с. 41-43.

82. Юсупов И.Г., Габдуллин Р.Г., Асадуллин М.Ф., Фархутдинов Р.Г. Новые оборудование и технологии в области капитального ремонта скважин. -Нефтяное хозяйство, 2001. № 12, с. 68-70.

83. Сагдеев Ш.Х., Левкин В.Т., Гриневский И.Н., Цырин Ю.З. О возможности селективной изоляции пластов при креплении скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1994, № 1, с. 34-36.

84. Перов А.В., Городнов В.Д., Русаев А.А. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин. Нефтяное хозяйство, 1976, № 6, с. 20-22.

85. Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. и др. Разработка и внедрение технологии изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин. -Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2000, № 4, с. 911.

86. Зайнуллин А.И. К вопросу борьбы с обводнением добывающих нефтяных скважин пластовой водой. Нефтепромысловое дело, 1997, № 10-11, с. 2425.

87. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой. Нефтепромысловое дело, 1998, №3, с. 21-23.

88. Зайнуллин А.И., Федюнев В.И., Окнин В.Г. Основная задача проблемы восстановления работоспособности аварийных и преждевременно обводненных добывающих скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1994, № 2, с. 20-25.

89. Краснова T.JI., Телков А.П. Расчет безводного периода работы безводной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования. Нефтепромысловое дело, 1997, № 8-9, с. 8-11.

90. Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Федоров К.М. Оптимизация параметров технологии селективной изоляции водопритока в добывающие скважины композицией на основе самотермополимеризующейся смолы КФ-Ж. — Нефтепромысловое дело, 1998, № 6, с. 10-12.

91. Алиев А.И., Стукагонов Ю.А., Караш О.Э. Подвижный вязкоупругий экран для водонефтяных залежей. — Нефтяное хозяйство, 1989, № 5, с. 70-71.

92. Краснова T.JI. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 4 , 38-43.

93. Андрианов К.А. Полимеры с неорганическими главными цепями молекул. М.: Наука, 1962. - 327 с.

94. Андрианов К.А., Хананашвили JI.M. Технология элементоорганиче-ских мономеров и полимеров. М.: Химия, 1973. - 400 с.

95. Скородиевская Л.А., Качерова Н.А., Мирная М.Л., Аносов Э.В. Сравнительная характеристика отечественных и зарубежных водоизолирующих составов. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 145-158.

96. Крешков А.П., Борк В.А., Бондаревская Е.А. и др. Практическое руководство по анализу мономерных и полимерных кремнийорганических соединений. М.: Госхимиздат, 1962. - 544 с.

97. Воронков М.Т., Милешкевич В.П., Южелевский Ю.А. Силоксансвая связь. Новосибирск: Наука, 1976. - 413 с.

98. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии. М.: Высшая школа, 1978, с. 207.

99. Н.Р. Рабинович. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М., Недра, 1989 г., 270 с.

100. Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг. Физика нефтяного пласта. — М., Гостоптехиздат, 1962, 572 с.

101. Гиринский В.А., Гайнуллин М.Н., Маслов И.И. Фильтрационный стенд для исследования противопесочных забойных фильтров. Нефтяное хоу* зяйство, 1982, № 9, с.56-58.

102. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты / Под редакцией проф. А.И. Булатова. Перевод с английского. В 2 т. Краснодар, 1992, 2 т. - 431 с.

103. Бабко А.К., Пилипенко А.Т. Фотометрический анализ. — М.: Химия, 1978, с. 113.

104. Стыскин E.JI., Ициксон Л.Б., Брауде Е.В. Практическая высокоэффективная жидкостная хроматография. — М.: Химия, 1986. 288 с.

105. Аносов Э.В. Основные положения технологии водоизоляционных работ при заканчивании скважин. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 10, с. 118-124.