Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Строительство скважин многофункционального назначения

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Строительство скважин многофункционального назначения"

На правах рукописи

АРЖАНОВ АНДРЕЙ ФЕЛИКСОВИЧ

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ (теория, практика, проектные решения)

Специальность 25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень — 2006

Официальные оппоненты:

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин «НИПИ ТСС» при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский Государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант —доктор технических наук, профессор

Ганисв Ривнер Фазылович

— доктор технических наук, профессор Поляков Владимир Николаевич

— доктор геолого-минералогических наук, профессор Хайрединов Нил Шахиджанович

— доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

— Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 28 июля 2006 года в 09-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Ведущая организация

Автореферат разослан 28 июня 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап становления рыночных отношений предполагает перевод топливно-энергетического комплекса на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

В последнее время все больше вводятся в разработку сравнительно небольшие месторождения, литологически экранированные и после извлечения запасов углеводородов представляющие собой готовый подземный резервуар для складирования различных жидких отходов многотоннажных химических производств, бальнеологических и других вредных стоков, а также для подземного хранения стратегического сырья, различных отходов отработанных ядерных топлив и др.

В этой связи к скважине предъявляются «жесткие» требования по долговременной надежности всех ее элементов, что влечет за собой увеличение затрат на строительство, но зато экономическая целесообразность, окупаемость затрат резко увеличиваются. Таким образом, по-новому может быть рассмотрена концепция вложения средств в кажущееся на первый взгляд нерентабельным мероприятие, такое, как обустройство небольшого нефтяного или газового месторождения с целью использования его после извлечения полезного ископаемого как резервуара для складирования различных жидких и газообразных отходов современных производств.

В этом случае уже при проектировании таких сооружений следует по-новому подойти к вопросам обеспечения требуемой надежности скважины по коррозионной стойкости всех ее элементов (колонна, резьбовые соединения, тампонажные композиции), герметизации заколонного и межколонного пространств и др.

Следует отметить, что складирование отходов в изолированных пластах, во-первых, улучшает экологическую обстановку в районах их скопления, и, во-вторых, позволяет вернуться к их промышленному использованию по мере

развития технологий переработки вторичного сырья. Одним из путей решения проблемы является складирование их в глубоко залегающих проницаемых пластах с использованием новейших технических достижений. К настоящему времени подземное складирование осуществляют как за рубежом (США, Италия, Япония), так в странах СНГ (Одесский, Оренбургский регионы, Татарстан). В Западной Сибири он начал использоваться в последние годы, но широкого применения не получил, в основном, из-за быстрой коррозии оборудования и обсадных труб, значительной стоимости строительства нагнетательных скважин с применением стальных конструкций.

При строительстве многофункциональных скважин очень важным является предупреждение отрицательного воздействия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин и раннего нарушения герметичности крепи являются дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождений, высокие градиенты между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения многопластовой залежи. Действие отмеченных факторов интенсифицирует процессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации скважин многофункционального назначения.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит применяемым конструкциям забоев скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствуют возросшим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых условий разработки месторождений в поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна -цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками

скважины), но и значительно усложняет дальнейшее производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации отбора и закачивания различных флюидов. Результативность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия, составляет в среднем 12-20 % и не превышает 50 %.

Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым забоем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание технологов, как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюидоперетоков между разнонапорными пластами и отсутствии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдерживало развитие и внедрение подобных способов. Для реализации таких перспективных технологий необходимо было сначала сформулировать требования к фильтру скважины в различных геолого-технических условиях, выявить причину и основные факторы некачественного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов с целью формирования конструкций забоя в различных гидродинамических условиях. Затем необходимо было решить проблему обеспечения герметичности заколонного пространства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы скважины. Это было достаточно трудно, так как не было технологий, обеспечивающих борьбу с так называемым «зависанием» цементного раствора за колонной в период превращения его в камень, контракционными, суффозионными и другими процессами, происходящими в период ОЗЦ.

Для формирования открытого забоя многопластовых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо разработать комплекс технологий, учитывающий необходимость изоляций разнонапорных пластов, дренирования приствольной зоны с последующей изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых

водонасыщенных пластов продуктивной толщи.

Для восстановления коллекторских характеристик пласта необходимы технологии, обеспечивающие увеличение поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зоны пласта.

В этой связи цель работы сформулирована следующим образом: повышение качества строительства скважин многофункционального назначения путем разработки научно обоснованных технологий, обеспечивающих герметизацию заколонного пространства на весь период эксплуатации в режимах отбора и нагнетания.

Основные задачи исследований

1. Обоснование концепции строительства скважин многофункционального назначения для полной выработки залежей топлива и последующей закачки жидких отходов для подземного складирования.

2. Исследование гидродинамических условий проводки скважин и обоснование возможности формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин.

3. Разработка теоретических основ использования волновых и вибрационных процессов в технологиях строительства и эксплуатации скважин в режимах отбора и нагнетания.

4. Исследование и разработка методических основ заканчивания скважин многофункционального назначения.

5. Исследование и разработка технологий, обеспечивающих долговременную герметизацию заколонного пространства.

6. Разработка технологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта в условиях открытого забоя скважин.

7. Разработка проекта подземного складирования многотоннажных жидких

отходов различных производств после извлечения запасов углеводородов.

Научная новизна работы

1. Разработаны научно обоснованные принципы подземного складирования жидких отходов химических производств, бальнеологических промышленных стоков в выработанных залежах с возможностью последующего использования хранимых отходов в качестве вторичного сырья.

2. На основании изучения механизма физико-химического взаимодействия на границе раздела фаз буровых и тампонажных растворов с проницаемыми флюидонасыщенными пластами научно обоснована концепция заканчивания скважин многофункционального назначения.

3. Научно обоснована концепция формирования фильтровой части скважин многофункционального назначения в виде открытого забоя с протяженными каналами заданной формы для подачи волновой энергии в удаленные зоны пластов с целью повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов и последующего закачивания жидких отходов.

4. На принципах нелинейной волновой механики разработана теория, объясняющая создание в продуктивном пласте кольматационных зон, экранирующих остаточные запасы в коллекторах. Теоретически обоснованы параметры источников колебаний для извлечения остаточных запасов из заблокированных зон с учетом взаимодействия в поровом пространстве пластовых флюидов и твердых включений.

Практическая ценность

1. Разработана экологическая программа складирования вредных отходов многотоннажных производств в подземные хранилища с использованием в качестве обсадных колонн высокопрочных труб из химически стойкого полиэтилена. Разработан экспериментальный проект.

1

2. Предложены методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины при различных технологических операциях (бурение, спуско-подъемные операции, промывка), а также разработаны методические подходы к

промысловой оценке фильтрационных и прочностных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов с целью определения оптимальных технологических параметров отбора и нагнетания при работе скважин многофункционального назначения.

3. Предложен комплекс технологий формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин многофункционального назначения с учетом геологических и технических условий эксплуатации объекта. Предложена технология гидрофобизации призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивного пласта с применением струйно-волнового кольмататора с целью изменения фазовой проницаемости коллектора при отборе и закачивании флюидов.

4. Разработан рабочий проект «Технологическая схема разработки Тевризского месторождения с проектными'решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов».

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались на: научно-технических советах институтов ТатНИПИнефть, РосНИПИТермнефть, СибНИИНП, ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ООО «Сургутнефтегаз», технических советах предприятий ОАО «Татнефть» (Альметьевск, Бугульма, 1997 — 2000 гг.); Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999 г.); научном семинаре Волго-Камского регионального отделения Российской академии естественных наук «Проблемы и состояние их решения при эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС)» (р.п. Актюба, 1999 г.); Международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, Краснодарский край, 2001 — 2004 гг.).

Публикации. Всего опубликовано 47 работ, в том числе 8 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 2 монографии, 2 патента.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (103 наименования) и 2 приложений. Изложена на 210 страницах машинописного текста, содержит 36 таблиц, 46 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована необходимость строительства скважин многофункционального назначения, актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследования, выделены научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

В первом разделе рассмотрены гидродинамические условия проводки скважин многофункционального назначения. Отмечено, что из-за многообразия горно-геологических условий, применяемых технологий и технических средств, каждый этап строительства скважин — бурение ствола до кровли продуктивных отложений и заканчивание (первичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов, цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие, освоение) существенно отличают геолого-промысловые и гидродинамические условия.

Проанализированы существующие методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины. Техническое состояние ствола скважины оценивается комплексом критериев, устанавливаемых по результатам оперативных, промысловых гидромеханических испытаний и геофизических исследований (каверно- или профилеметрии).

Для оценки показателей технического состояния ствола применяется метод гидромеханических испытаний созданием в необсаженном интервале скважины^репрессий и депрессий. В первом случае оценивается уровень гидромеханической прочности ствола, при котором возникновение гидроразрыва горных пород и раскрытие сомкнутых трещин с последующим поглощением промывочной жидкости и цементного раствора маловероятно.

Во втором случае (испытание депрессией) оценивается герметичность ствола на приток пластовых флюидов в случаях непредвиденного снижения давления промывочной жидкости в скважине (поглощение, гидроразрыв, раскрытие сомкнутых трещин и т. д.). Этот вид промысловых испытаний проводится при бурении несовместимых интервалов и первичном вскрытии продуктивной толщи в случаях, когда бурение скважины совмещается с технологией обработки ствола гидромониторными струями промывочной жидкости на основе глин. При традиционной (репрессионной) технологии бурения скважин эти испытания не проводятся, т. к. формируемые в этих условиях фильтрационная корка и приствольная кольматационная зона глубиной до 10-15 мм не выдерживают депрессии больших 0,8—1,3 МПа.

Проведена промысловая оценка фильтрационных характеристик и пластов. Основу технологических расчетов процесса изолирования поглощающих пластов составляет промысловая информация об их геолого-физических и фильтрационных характеристиках.

Интегральной характеристикой поглощающего пласта является индикаторная зависимость, получаемая по результатам нагнетания в проницаемые породы жидкостей на нескольких (обычно трех) режимах. По индикаторной зависимости определяют фильтрационные параметры поглощающих пластов: коэффициент полной и удельной приемистости, средняя раскрытость каналов фильтрации, а также параметры процесса изоляции - подача насоса, перепад давления и время нагнетания, необходимые объем и тампонажно-технические свойства изолирующих смесей.

Расположение индикаторной линии в системе координат "расход - перепад давления нагнетания" и ее форма (прямолинейная, криволинейная) отражает особенности фильтрации нагнетаемой в призабойную зону пласта жидкости и гидродинамического взаимодействия системы "скважина пласт".

Из рассмотрения эталонных индикаторных зависимостей сделан вывод, что все они в той или иной степени подчиняются линейному закону

и

фильтрации жидкости в проницаемых породах. Поэтому для расчета фильтрационных характеристик и параметров поглощающих пластов применима формула линейной фильтрации жидкости Дюпюи-Дарси. Коэффициент полной приемистости поглощающего пласта

К=()/АР, м3/(с-МПа) , (1)

где 12 — подача насоса, м3/с;

АР — перепад давления, МПа.

Коэффициент удельной приемистости поглощающих пород рассчитывается по формуле

Куд = КЛ1)ф, (2)

где Н}ф — эффективная (фильтрующая жидкость) толщина поглощающих пород, м.

Этот показатель более полно освещает фильтрационную характеристику прискважинной зоны поглощающих пластов, а в сочетании с другими фильтрационными параметрами позволяет повысить точность расчетов при определении типа, свойств и объемов применяемых тампонажных смесей.

Средняя раскрытость каналов фильтрации проницаемых пород оценивается уравнением

б — %]аКт0 Тн , м (3)

где а = 0,06 Ю-3 — коэффициент пропорциональности;

К — коэффициент приемистости проницаемых пород, м3/(с-МПа);

т0 - предельное напряжение сдвига промывочной жидкости, МПа;

Тн — время нагнетания жидкости на соответствующем режиме исследования, с.

Основным назначением этого параметра является обоснования реологических свойств и объема тампонажной смеси и предварительная оценка типа и размера закупоривающих наполнителей при производстве изоляционных операций.

Градиент давления начала фильтрации жидкости в каналы с изменяемой геометрией рассчитывается по формуле

Р7> = (Рст + /у /Н, МПа/м (4)

где Рст—гидростатическое давление жидкости на кровлю проницаемых пород, МПа;

Ру — давление на устье, при котором начинается фильтрация жидкости в раскрывшиеся каналы проницаемых пород, МПа;

Н— глубина кровли проницаемых пород, м.

Величина давления начала фильтрации жидкости в проницаемые каналы определяется по данным контрольной опрессовки ствола скважины на герметичность и прочность стенок. Методика определения этого показателя заключается в следующем. После заполнения манифольда буровой промывочной жидкостью в подпакерную зону продолжают закачивать жидкость с расходом не более 7-10" м /с. Одновременно ведется наблюдение за ростом давления по манометру на ЦА или насоса буровой установки. Продолжается это до момента начала стабилизации перепада давления при постоянной подаче насоса (рисунок 1). После этого нагнетание жидкости прекращается и фиксируется по манометру величина снижения давления (участок 3—4 на рисунке 1). Соответствующая точке 3 на оси координат величина давления (в нашем случае — 2,8 МПа) и является началом фильтрации жидкости в раскрывшиеся каналы. Точка 1 соответствует давлению раскрытия каналов фильтрации.

Отмеченные показатели как каждый в отдельности, так и в комплексе характеризуют геолого-физические и фильтрационные свойства поглощающих пластов и особенности их состояния и поведения при взаимодействии со скважиной. Корректная оценка их по данным промысловых исследований и расчетными методами позволяет обосновать способ изоляции поглощающих пород, технику и технологии их производства, что крайне важно при строительстве скважин многофункционального назначения.

1 2 3 4 5 6 Т, мин

Рисунок 1 — Оценка гидромеханических показателей проницаемых пород с изменяемой геометрией каналов фильтрации по данным опрессовки интервала 2550-2619 м в скважине Р-32 Южно-Соленинская: 1 — давление раскрытия каналов фильтрации; 2—3 — давление фильтрации жидкости; 3-4 — перепад давления нагнетания жидкости

Второй раздел посвящен проблемам формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин. Под термином «формирование открытого забоя» подразумевается создание таких технологий заканчивания скважин, которые совмещали бы в себе поэтапное углубление ствола скважины в проектном горизонте с одновременной гидроизоляцией водоносных пластов, упрочнением неустойчивых интервалов пород и сохранением фильтрационно-емкостных свойств нефтегазонасыщенных пропластков.

Следует заметить, что первичное вскрытие продуктивных отложений при сбалансированных и отрицательных забойных давлениях в аномальных геолого-промысловых условиях отмечает ограниченность применения из-за сложности регулирования этих давлений в безопасной области, а вскрытие при несбалансированных забойных давлениях во многих случаях осложняет технологию работ и снижает фильтрационные характеристики продуктивных пластов в призабойной и удаленной зонах.

С этой целью автором проанализированы технологии создания в проницаемых пластах кольматационных экранов различного функционального назначения, которые условно можно разделить на два основных класса:

- технологии создания глубоких закольматированных зон с долговременной и необратимой изоляцией пластовых флюидов;

— технологии создания неглубоких (по проникновению в пласт) защитных экранов, временно защищающих продуктивные пласты от проникновения в них технологических жидкостей и их фильтратов.

В работе эти технологии подробно описаны.

Более детально рассмотрена технология установки гидроизолирующих экранов в водонасыщенных пластах.

Как показывает промысловый опыт, РИР по восстановлению герметичности заколонного пространства в продуктивной толще и ограничению водопритоков к забоям эксплуатационных скважин являются наиболее сложными, трудоемкими и дорогостоящими, причем их эффективность не превышает 50 %. Причиной является активная гидравлическая связь пластов продуктивных отложений и ствола скважины по заколонному пространству с нарушенным цементным кольцом, которая при действии таких факторов, как фильтрационные свойства проницаемых пород, перепад давления между разнонапорными пластами, малая толщина или отсутствие изолирующих перемычек между пластами, высокие забойные давления, приводит к межпластовым перетокам, газоводонефтепроявлениям, прорыву пластовых флюидов к забою скважин.

В этой связи более перспективно формирование водоизолирующих экранов в необсаженном стволе в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений. Как показывает опыт, основным преимуществом такого подхода является исключение влияния перетока пластовых флюидов на технологию исследовательских и изоляционных работ в системе «скважина пласт», а также возможность гидромеханического воздействия на поверхность фильтрации

обрабатываемого пласта. Это позволяет создать необходимые гидравлические условия для определения фильтрационных характеристик призабойной зоны пластов с требуемой для промысловых расчетов точностью, а также надежного контроля и управления процессами изоляции флюидонасьнценных пластов.

Используя накопленный опыт борьбы с водопроявлениями и заколонными перетоками жидкости, рассмотрены основные особенности геолого-физических и гидродинамических характеристик водопроявляющих пластов, оказывающих решающее влияние на показатели изоляционных работ при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин.

Результаты гидродинамических исследований водопроявляющих пластов, например, Арланского и Вятского нефтяных месторождений позволили установить основные особенности их фильтрационных свойств и гидравлических условий изоляции (таблица 1). Так, коэффициент продуктивности водопроявляющих пластов в подавляющем большинстве случаев в 1,5 - 7,0 раз превышает коэффициент их приемистости (таблица 1). Обусловлено это большей эффективной толщиной пласта при самоизливе жидкости, чем при нагнетании и, соответственно, большей областью влияния текущей депрессии в призабойной зоне пласта. Охваченная притоком толщина водопроявляющего пласта в среднем на 6-20 % превышает его толщину при нагнетании пластовой жидкости.

Отмеченное подтверждается индикаторными характеристиками водопроявляющих пластов, приводимыми на рисунке 2. При изливе жидкости на поверхность индикаторные линии располагаются вблизи оси расходов, по форме прямолинейны и при их продолжении проходят через начало координат. Индикаторные линии при нагнетании жидкости располагаются ближе к оси давлений, также по форме прямолинейны, а при экстраполяции не проходят через начало координат. Нагнетание жидкости в такие проницаемые пласты происходит при различных величинах градиента давления начала фильтрации жидкости.

Таблица 1

- Данные и результаты гидродинамических исследований

№№ скважины Геолого-физические характеристики водопроявляющих пластов Результаты гидродинамических исследований Кот/ к„

водопро-являющий горизонт интервал водопро-явления, м эффективная толщина, м отбора нагнетания

Интенсивность водопроявле-ния, м3/ч Коэффициент продуктивности, •10"2 м3/(с-МПа) Коэффициент приемистости, 10"2 м3/(с-МПа) Плотность нагнетаемой жидкости, кг/м3

7120 В-карбон 480-669 124 54,0 1,55 1,39 1140 1,11

7754 U (( 530-618 62 1,8 0,19 0,12 1140 1,60

710 U (( 450-658 55 3,6 0,40 0,20 1120 2,00

5732 (1 1« 430-535 102 5,4 0,75 0,24 1140 3,12

1719 U ц 432-606 74 10,8 1,22 0,44 1140 2,77

7523 (1 (( 402-645 83 3,6 0,21 0,21 1140 3,80

7453 с- артинский В-карбон 355-680 120 2,5 0,70 0,15 1140 4,67

6974 В-карбон 485-661 30 36,0 1,54 0,27 1140 5,70

3260 М 1С 580-640 60 10,0 1,50 0,21 1140 7,14

6268 U &1 486-520 32 6,1 0,68 0,27 1140 2,52

6963 и ч 450-662 113 43,2 2,40 1,10 1140 2,18

о

АР, МПа

Рисунок 2 - Индикаторные зависимости водопроявляющих пластов при отборах и нагнетании пластовой жидкости плотностью 1140 кг/м3

Большой объем промысловых исследований показывает, что коэффициент полной приемистости водопроявляющих пластов изменяется от 0,10-10"2 до 1,40-10'2 м3/(с-МПа) при интенсивности водопроявлений от 0,2-Ю"3 до 55-Ю"3 м3/с и более (при рапопроявлениях). Средняя раскрытость каналов фильтрации такой приемистости проницаемых пород не превышает 0,5-0,6 мм, но может достигать и 1,2 мм. Это обстоятельство предопределяет другую особенность гидродинамической характеристики водопроявляющих пластов — при возрастании репрессий до уровня, увеличивающего эффективную толщину пласта или раскрытие каналов фильтрации, коэффициент приемистости достигает и превышает коэффициент продуктивности водопроявляющего пласта.

Коэффициенты продуктивности и приемистости водопроявляющих пластов также могут иметь близкие значения по мере повышения их фильтрационных свойств.

Отмеченные геолого-физические и гидродинамические особенности водопроявляющих пластов позволяют объяснить причины низкой эффективности методов их гидроизоляции нагнетанием различных тампонажных систем (от водных растворов полимеров до глинистых, цементных растворов и их комбинаций). Из-за низкой проницаемости водонасыщенных пластов (коэффициент приемистости в большинстве случаев изменяется в пределах (0,12-0,45)-10"2 м3/(с-МПа) и малых размеров каналов фильтрации жидкости (преимущественно 0,20 — 0,35 мм) нагнетание изолирующих растворов происходит при повышенных до 8,0 МПа перепадах давления. В этих условиях ограничивается проникновение в призабойную зону проницаемых пород структурированных тампонажных растворов (глинистых, цементных, гельцементных) вследствие интенсификации процессов их обезвоживания и формирования на стенках скважины глинистых и цементных непроницаемых корок.

При нагнетании водополимерных растворов в каналы малых размеров,

адсорбционные процессы, механическая и температурная деструкции ассоциатов полимера приводят к ухудшению их закупоривающих свойств. Вследствие этого, возникновение даже невысоких по величине депрессий (0,2 — 0,5 МПа) приводит во времени к частичному вытеснению полимерных растворов из призабойной зоны и восстановлению на 30-100 % начальной интенсивности водопроявления.

Кроме отмеченных факторов, снижение показателей изоляционных работ при резко выраженной анизотропии проницаемости водопроявляющих пластов связано с тем, что при нагнетании изолирующих растворов воздействию подвергается не вся, а лишь часть начальной поверхности фильтрации приствольной зоны водонасыщенных пород. Это исключает возможность выравнивания профилей притока и приемистости эффективной толщины при снижении проницаемости пород-коллекторов, что при борьбе с водопроявлениями, в отличие от поглощающих пластов, приобретает особое значение.

Методы расчета технологических параметров процесса установки водоизолирующих экранов

Расчет параметров процесса нагнетания в призабойную зону водо- и газонасыщенных пластов полимерных, полимерглинистых, глинистых, полимерцементных и цементных растворов производится по данным гидродинамических и геофизических исследований по следующей методике.

1. По величине контрольного давления опрессовки или данным индикаторной зависимости устанавливаются основные параметры процесса нагнетания тамнонажного раствора в призабойную зону водонасыщенного пласта — подача насоса (б„), перепад давления (ЛРН) и время (Тн).

Под контрольным давлением понимается режим опрессовки изолирующего объекта (перепад давления, подача насоса и время), по которому производятся технологические расчеты параметров процесса изоляционной операции.

С учетом данных гидродинамических исследований определяется коэффициент приемистости призабойной зоны пласта по формуле (1).

Расход жидкости на начало нагнетания в призабойную зону пласта рассчитывается с учетом накладываемых на величину перепада давления ограничений, исключающих гидроразрыв горных пород на этой стадии изоляционной операции. Установленные по промысловым данным допустимые пределы перепада давления составляют 3 — 5 МПа. При этом условии подача насоса на начало нагнетания тампонажного раствора в пласт определится как

а^клр^. (5>

Расчетное давление нагнетание тампонажного раствора на устье

Рн = ЛРдоп + ЛРтр, (6)

где АР„р— гидравлические сопротивления в колонне бурильных труб, МПа.

2. Определяется ожидаемое время нагнетания тампонажного раствора в призабойную зону пласта на принятый в расчете средний радиус

Т =. лмК<РН

(7)

где т — средняя пористость коллектора, доли единиц;

Яср — средний радиус нагнетания тампонажного раствора, м;

Л - толщина пласта, м;

0,н — подача насоса на начало нагнетания раствора в пласт, м3/с.

Как показывают прогнозные расчеты и промысловый опыт, оптимальная величина среднего радиуса тампонирования водонасыщенных пластов находится в пределах 0,5 — 2,0 м, нижняя граница которой соответствует низким и средним значениям фильтрационных характеристик проницаемых пород, а верхняя — повышенным.

3. Оценивается средняя раскрытость каналов фильтрации проницаемых

пород

8ср=^аКТыств, (8)

где а =0,06-10"3 - коэффициент пропорциональности;

К— коэффициент приемистости исследуемого пласта, м3/(с-МПа);

Тис — время нагнетания жидкости на контрольном режиме исследования, с;

То — предельное напряжение сдвига нагнетаемой в пласта жидкости, МПа.

4. Рассчитывается технологически необходимая пластическая прочность тампонажного раствора с закупоривающими свойствами, МПа

1036 АРъ,я

5. Необходимый для эффективной закупорки призабойной зоны объем нетвердеющего раствора, м3

K=TJi&"Kh> (10)

где rji — 1,2 — 1,4 — коэффициент запаса на непрогнозируемое увеличение объема раствора в процессе производства операции.

6. Расчетный объем твердеющего раствора, м3

vm.=ri2QKTK, (11)

где т)2 — коэффициент запаса;

QK— подача насоса при исследовании пласта контрольным давлением, м3/с; Тк— время исследований пласта на контрольном режиме нагнетания, с.

7. Объем продавочной жидкости из условия полного вытеснения твердеющего раствора из скважины в призабойную зону проницаемого пласта

VKp = 0,785[Д}с [Ь€ + h)+d2mpLmp], (12)

где Дс — диаметр скважины, м;

Ьс — длина необсаженного ствола, м;

Л — толщина изолируемого пласта, м;

<1тр - внутренний диаметр бурильных труб, м;

1>тр ~~ длина колонны бурильных труб, м.

По данным расчета параметров процесса изоляции обосновываются соответствующие технические средства, тип и необходимое количество тампонажных материалов и химреагентов.

После РИР проводится дополнительная гидромониторная обработка объекта изоляции.

Расчет параметров обработки приствольной зоны проницаемых пород гидромониторными струями технологических растворов производится по методике, приведенной ранее и описанный в работе.

Реализация комбинированной технологии формирования конструкции забоя на стадии заканчивания скважин существенно повышает качество разобщения пластов продуктивных отложений, расширяет область заканчивания скважин открытым забоем, обеспечивая более эффективное сохранение потенциальной продуктивности скважин и длительный период безводной добычи углеводородной продукции.

Далее в разделе 2 приведены технология "щадящей" кольматации в процессе углубления забоя и устройство для ее реализации, технология первичного вскрытия с использованием струйно-волнового кольмататора и материала "Кварц".

В разделе 3 рассмотрены теоретические основы использования волновых и вибрационных процессов при бурении и добыче. Основы волновой технологии созданы в Российской академии наук коллективом ученых под руководством научного консультанта автора академика Р.Ф. Ганиева.

Основная идея волновых технологий заключена в том, чтобы преобразовать вибрационные воздействия в односторонне-направленное монотонное движение, реализующее механизм технологического процесса. Во

многих процессах эффективного извлечения остаточных запасов нефти как раз и требуется осуществлять такого рода движения. Например, для очистки призабойных зон добывающих скважин с положительным скин-эффектом, требуется организовать направленное движение засоряющих твердых частиц для удаления из коллектора. Это улучшит коллекторские свойства и будет стимулировать приток углеводородов к скважине. Наоборот, для обеспечения изоляции водоносных пластов в ряде случаев необходимо создать низкопроницаемый, непреодолимый для воды барьер. Для этого следует обеспечить движение изолирующих частиц в определенные зоны коллекторов. Такого же рода задача возникает в случаях, когда нефть и вода образуют в коллекторах пласта так называемые «четочные» структуры, которые удерживаются в пласте значительными капиллярными силами. В этом случае необходимо создать в пласте направленное в определенную сторону движение, но не твердых частиц, а флюида.

Все перечисленные виды движений могут быть реализованы в пластах с помощью волн заданного вида, возбуждаемых благодаря вибрационным воздействиям.

Для описания такого рода процессов обычно используются механико-математические модели. Простейшей из них является движение взвешенных в жидкости частиц в волновых полях. Для математического описания происходящих при этом динамических процессов используется модель многофазной среды «жидкость - твердые частицы».

Уравнения движения такой среды могут быть записаны следующим образом

' ' (13)

р2=сот* = 7 1 = 1,2 7=3—/;

р1 Р2

Р^МЛ

где Р - давление; V, - скорости фаз;

Р, - массовые силы; с - скорость звука в несущей среде;

р) и р' - средние и истинные плотности фаз;

Кп - функция силового воздействия/ - ой фазы на / - ук>;

V — кинематическая вязкость жидкости;

7 - отношение второй вязкости к кинематической.

/ = 1,2- соответствуют фазе несущей среды и фазе твердых частиц.

В дальнейшем ограничимся случаем, когда концентрация частиц в среде мала. Все фигурирующие в уравнениях (13) величины раскладываем в ряды по малому параметру //— концентрации частиц

Рг

г, = у;+/л2У,2 +...; (14)

= /»/+¿¿г;+ц2р; +...

В нулевом приближении система (14) распадается: поле скоростей и давлений жидкости может быть найдено независимо от поля скоростей частиц. Уравнения для определения движения жидкости при этом совпадают с обычными уравнениями неразрывности и движения вязкой сжимаемой жидкости

где р = р%У = V!,

р = р(р,с). (16)

Движение частиц в данном приближении сводится к единственному уравнению в обыкновенных производных относительно радиус-вектора центра

масс частицы. Для случая сферических частиц уравнение может быть представлено следующим образом

Р, = (17)

где г = r(t) - радиус - вектор центра масс частицы; рг — плотность частицы;

h — коэффициент, зависящие от вязкости жидкости и размеров частицы; F2 — внешняя объемная сила, действующая на частицу; P(t,r); v{t,r); fv(t,r) — нелинейные функции координат: давление, скорость и ускорение жидкости, вычисленные исходя из решения системы (15,16), дополненной определенными граничными условиями.

Уравнения (15-17), дополненные определенными граничными и начальными условиями, позволяют выявить условия, при которых внешние вибрационные воздействия трансформируются в направленные в одну сторону упорядоченные монотонные движения.

Математически это будет означать, что уравнение (17) имеет частные решения следующих видов

г w const, г ю 0 (18)

или

г » const (19)

Решения вида (18) (квазиравновесные положения) соответствуют тому, что

частицы при своем движении в волновом поле могут оставаться вблизи какой -

либо точки, а решения вида (19) (квазиравномерные движения) соответствуют

односторонне направленному перемещению частиц.

Для реального осуществления таких движений на практике они должны

быть устойчивыми. Исследование устойчивости может быть проведено

стандартным путем составления уравнений в вариациях и вычисления знаков

вещественных частей корней характеристического уравнения.

Для целого ряда задач определение квазиравновесных положений или

квазиравномерных движений может быть проведено аналитически, и окончательные результаты могут быть получены в виде простых формул.

Такие исследования позволяют выявить механизмы вибрационной устойчивости (локализация частиц в жидкости) и вибрационного движения (направленное в одну сторону перемещение частиц). Реализация установленных механизмов на практике открывает новые пути для технологий осуществления эффективного извлечения запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений.

Другим важным аспектом, определяющим практическое значение волн в процессах извлечения нефти, является вопрос о распространении волн по насыщенным жидкостью пористым средам. Дело в том, что волна только в тех участках пластов может возбудить описанные выше эффекты, где ее амплитуда достаточно велика. Решение задачи о накачке волновой энергии в пласты решается современной теорией нелинейных колебаний многофазных систем путем использования резонансных свойств призабойных зон скважин и залежей в целом.

Для иллюстрации возможностей, открывающихся перед вибротехнологиями, опишем качественно некоторые из эффектов, установленных при исследовании движения твердых частиц и капель в жидкости, по которой распространяются волны, а также некоторые теоретические вопросы распространения волн по насыщенным жидкостью пористым средам.

Эффекты односторонне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости

В качестве первого примера рассмотрим движение частиц в одномерной стоячей волне. Уравнения движения жидкости (15) и (16) дополним соответствующими граничными условиями. Будем считать, что жидкость со взвешенными в ней частицами помещена в расположенную вертикально трубу длиной / с жесткими боковыми стенками и крышкой. На дне задается

переменное во времени гармоническим образом давление с частотой а> и амплитудой е. Внутренней вязкостью жидкости пренебрегаем. Ограничимся рассмотрением одномерных движений вдоль вертикальной оси. То есть, принимаем, что единственными ненулевыми компонентами всех векторов являются вертикальные. Система, описывающая движение жидкости, принимает при сделанных предположениях следующий вид

ЁК.+(уЛ)у==-11.р+8 (20)

аг V, дх) рдх

I Эх) Р Р = Р{р, с), (21)

где х — вертикальная координата, отсчитываемая от дна трубы;

g— проекция вектора ускорения свободного падения на вертикальную ось.

Граничные условия для жидкости могут быть записаны следующим образом

Рхш, = Р, +Есонхт, (22)

(23)

где Р, — невозмущенное значение давления в жидкости при отсутствии вибрационных воздействий.

Решение краевой задачи (20-23) о вынужденных стационарных колебаниях в нерезонансном случае при достаточно малых е приближенно представляет собой стоячую волну. Оно может быть найдено путем разложения всех неизвестных в степенные ряды по е. В первом приближении имеем

. со

МП

РдССОЯ-

V = е---—«л свГ;

оЯ

с

С05 — (х--/)

Р= Р. + е-----сояаЛ;

9 сЛ

СО5-

С

есоя—(х—/)

Р = Ро+-£—^-соя ах,

с2 соя—

где рш - невозмущенное значение плотности жидкости.

Подставляя (24) в (17), получаем уравнение движения частицы в волновом поле стоячей волны. Используя стандартные асимптотические методы теории нелинейных колебаний, получаем для так называемого «медленного» движения, которое описывает дрейф частиц в волновом поле, следующее уравнение

д; = —Нх + РА +Рт, (25)

где х= х(() — вертикальная составляющая радиуса - вектора центра масс частицы;

— архимедова сила, отнесенная к массе частицы,

увеличенной на присоединенную массу жидкости;

р -с> а(2-5р') Хт2Ф(х /) -вибрационная сила, опреде-

2 р\с{2р' + 1)со5г — с ляющая направленное в

с

среднем в одну сторону силовое воздействие волнового поля на частицы;

Р*

Проанализируем уравнение (25). На рисунке 3 кривая Аг представляет собой амплитуду стоячей волны скорости согласно первому из соотношений

(24), кривая + Рл - одноименную сумму, фигурирующую в правой части

(25). Цифрами 1 и 2 отмечены те значения координаты х, где сумма Р1, + ^ обращается в 0. То есть при этих значениях координат в поле стоячей волны имеем квазиравновесные положения.

Рисунок 3 - Движение частицы в волновом поле стоячей волны

Исследование устойчивости найденных положений показывает, что помеченные цифрами 2 положения - устойчивы, а помеченные цифрами 1 — неустойчивы. Таким образом, движение частиц в поле стоячей волны можно описать приближенно как дрейф к положениям равновесия 2.

Отметим, что из вышеприведенного выражения для вибрационной силы Рт следует ее зависимость от плотностей частиц и жидкости, амплитуды колебаний давления и частоты. Таким образом, если в жидкости взвешены частицы разных плотностей, то для них соответствующие вибрационные силы ^ будут отличными друг от друга и, следовательно, места скоплений частиц разных плотностей будут разными. Подбором частот и амплитуд возбуждения местоположением мест скоплений можно также управлять. Эти факты могут

быть использованы для технологических целей.

Для иллюстрации возможностей, открывающихся перед технологиями, опишем качественно некоторые из эффектов, установленных при исследовании движения твердых частиц и капель в жидкости в стоячих волнах.

На рисунке 4 представлена возможная схема движения частиц, взвешенных в жидкости, совершающей колебания в форме стоячей волны. То есть, частицы жидкости совершают колебания, амплитуда которых распределяется вдоль продольной координаты в соответствии с распределением Л(х).

Р'

Устойчивая поверхность. Неустойчивая поверхность, отталкивающая притягивающая дисперсные дисперсные включения

включения

Рисунок 4 - Схема движения частиц, взвешенных в жидкости, совершающей колебания в форме стоячей волны

Взвешенные же в жидкости твердые частицы совершают в среднем направленные в одну сторону монотонные движения, приближаясь или удаляясь от определенных поверхностей. Такого рода движения можно организовать в порах нефтяных залежей, что позволит управлять движением частиц, загрязняющих пласт. Другими словами, колебания жидкости создают

движения взвешенных в жидкости включений, направленные в одну сторону. Отметим здесь, что движения частиц (его направление и скорость) зависят не только от параметров волны, но также от динамических свойств самих частиц и окружающей их жидкости. Это дает возможность таким образом организовать волновое воздействие, чтобы обеспечить перемещение частиц одного сорта в одну сторону, а другого в другую. Такого рода явления важны при разработке способов очистки призабойных зон скважин от загрязнений в форме твердых частиц. Открываются возможности, по усмотрению, либо вывести частицы из призабойной зоны в скважину, либо, наоборот, ввести их в пласт.

В качестве второго примера рассмотрим движение взвешенных в жидкости частиц в бегущих волнах. Сначала рассмотрим случай плоской бегущей волны, распространяющейся в неограниченном ■ пространстве в горизонтальном направлении. Внешними силами и внутренней диссипацией в жидкости пренебрегаем. Таким образом, данное модельное рассмотрение справедливо лишь на небольших расстояниях от источника, когда затуханием волны можно пренебречь. Граничные условия для жидкости в данном случае следующие

где л: — горизонтальная координата;

V— горизонтальная составляющая скорости жидкости.

Решение краевой задачи (20 -27) о вынужденных стационарных колебаниях при достаточно малых е приближенно представляет собой бегущую волну. Оно может быть найдено путем разложения всех неизвестных в степенные ряды по е. В первом приближении имеем

= Р. +есо5пТ

в

(26) (27)

V <оо при х —> оо

Р = Рв + е соя—(лг - с/) с

ш, е а> I \ V =-со.ч—(л: — с/ );

срв с

СОИ—(.V —

е оз /

р — —у ел?—(.г — а

с с

Подставляя выражения (28) в (17) и проводя процедуру, аналогичную описанной выше при рассмотрении течения в стоячей волне, получаем следующее уравнение, описывающее односторонне направленное движение частиц в бегущей волне

х**-кх + Ря (29)

81 уе2 а*£2{11р,-2)2а>$

ГД 2 а2рУ(2р' + 1) 54р1{2р' +1)2с7

а — радиус частиц, которые здесь, также как и при рассмотрении движений

в стоячих волнах, считаем сферическими.

Как видим, в данном случае вибрационная сила ^ действует на все частицы в одном и том же направлении. Она оказалась зависимой не только от плотностей частиц и жидкости, частоты и амплитуды вибрационного воздействия, но также и от размеров частиц. Поэтому воздействие в виде бегущих волн обуславливает дрейф различных по размерам частиц в одну сторону, но с различными скоростями и ускорениями. Это также открывает определенные технологические возможности для извлечения остаточных запасов нефти. Можно таким образом подбирать амплитуды и частоты воздействий, чтобы обеспечить проникновение к необходимым участкам залежи именно частиц тех размеров, которые нужны в каждом конкретном случае.

Рассмотрим еще один характерный пример: бегущую сферическую волну. Предполагаем, что источник колебаний давления представляет собой сферу радиуса /?, а жидкость со взвешенными в ней частицами окружает источник со всех сторон и занимает неограниченное пространство. Внешними силами и внутренней диссипацией в жидкости, как и в предыдущей задаче, а также действием внешних массовых сил. пренебрегаем. Таким образом, данное модельное рассмотрение справедливо лишь на небольших расстояниях от источника, когда затуханием волны можно пренебречь. Вводим сферическую систему координат с началом в центре источника колебаний давления. Граничные условия для жидкости в данном случае следующие

РттК = Р, + е$м Ш, (30)

У <оо при г ->оо, (31)

где г - радиальная координата выбранной системы координат; У— радиальная составляющая скорости жидкости.

Ограничимся рассмотрением лишь одномерных движений, когда отличными от нуля будут лишь радиальные компоненты движения. При этом уравнения могут быть сведены к следующему виду

д

др а/

дУ

е/

.Грву..!»,.

V дг) рдг

(32)

Решение краевой задачи (32, 16, 30, 31) о вынужденных стационарных колебаниях при достаточно малых £ приближенно представляет собой бегущую волну. Оно может быть найдено путем разложения всех неизвестных в степенные ряды по е. В первом приближении имеем

Р = Р,+

Ке

V = -

Ее

Р,г

Р = Р» +

5//1 — (сГ — г)

ят—\г

с

— с/) соя — (г — с/)

■ 51/1 -

С СО

Г 03

(33)

ТС с

Подставляя выражения (28) в (22) и проводя процедуру, аналогичную описанной выше при рассмотрении течений в плоских стоячей и бегущих волнах, получаем следующее уравнение, описывающее односторонне направленное движение частиц в сферической бегущей волне

г = —Иг + ^ , (34)

Таким образом, в отличие от случая плоской бегущей волны, вибрационная сила зависит от координаты г. Это связано с тем, что амплитуды колебаний

давления и скоростей среды в сферической бегущей волне уменьшаются по мере удаления от источника. Для частиц менее плотных, чем жидкость, знак вибрационной силы постоянен: она для любых г положительна. Следовательно, покоящиеся в начальный момент частицы после начала колебательного процесса дрейфуют в направлении от источника звука. Для частиц более тяжелых, чем несущая жидкость уравнение (34) допускает стационарное неустойчивое решение

Решению (35) соответствует наличие вокруг сферического источника колебаний в пространстве, заполненном жидкостью, отталкивающая частицы сферической поверхности. Первоначально покоящиеся частицы тяжелее несущей среды, находящиеся в начальный момент на расстояниях меньших, чем (35), притягиваются к источнику колебаний, другие — отталкиваются. Причем, как местоположение отталкивающей сферы, так и значение вибрационной силы, обуславливающей это отталкивание, зависят от частоты воздействия. Следовательно, если известно место, которое по технологическим условиям должно быть освобождено от загрязняющих среду частиц, то подбирая расположение источника колебаний, а также выбирая его характеристики, например, частоту и амплитуду излучения, можно обеспечить требуемую очистку. Эта идея может быть положена в основу технологии очистки загрязненных участков нефтяных залежей.

Рассмотренные выше модельные примеры показывают, что вибрационные воздействия могут явиться весьма удобным технологическим инструментом для перемещения взвешенных в жидкости твердых включений. Качественно аналогичные результаты получаются и для рассмотрения движений в волнах, распространяющихся по каналам, а также для движений малых по сравнению с размерами каналов капель. Если размеры капель таковы, что они при движении касаются стенок каналов, то в этом случае при анализе движений должны быть учтены капиллярные силы, нелинейный характер которых также должен приводить к возникновению вибрационных сил и возникновению вибрационного движения капель.

Схематичное использование вибрации в технологических процессах в

(35)

призабойных зонах скважин представлено на рисунке 5. Здесь для определенности изображена нагнетательная скважина. Вибрационное движение частиц, засоряющих призабойную зону, обеспечивает снижение скин-эффекта и улучшение коллекторских свойств призабойной зоны. Волны действуют как на частицы вблизи и внутри скважины, так и на флюид в микропорах. Это при правильном использовании колебаний может привести к выравниванию профиля приемистости и увеличения количества жидкости, принимаемого скважиной.

Однако для практического использования вибрации в процессах извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений необходимо обеспечить возбуждение колебаний в определенных зонах месторождений. Известно, что волны быстро затухают в диссипирующих пористых, насыщенных жидкостью средах, которыми являются нефтеносные пласты. Рассмотрим возможные пути решения этой проблемы.

Отдельная микропора

Перераспределение профиля приемистости за счет ликвидации скина

Первоначальный, профиль приемистости

Генератор колебаний

шшшшш

Волны в пористой нефтенасыщенной

ЩЙШ среда - деж&в

шт

I г-э-ууЬ ^

МЙЙ!

Волновое движение в призабойной зоне

Рисунок 5 — Схема использования вибрации в технологических процессах в призабойных зонах скважин

Проблемы передачи энергии колебаний в нефтеносные пласты

Для решения этой проблемы возможно использование резонансных свойств призабойных зон скважин. При исследовании процессов, происходящих в насыщенных жидкостью пористых средах под действием вибрации, наибольшее практическое значение имеют оценка уровня амплитуд установившихся волн и выявление параметров, которые существенным образом влияют на эти амплитуды. Решение таких задач для моделей призабойных зон скважин дает возможность проводить целенаправленное управление волновыми процессами в пласте с помощью подбора геометрических характеристик призабойной зоны скважины (например, диаметра и длины перфорации), а также параметров вибрационного воздействия (частоты и амплитуды).

Рассмотрим динамическую модель призабойной зоны скважины.

Математическое моделирование процессов в призабойных зонах скважин проводилось исходя из следующей расчетной модели, схематично изображенной на рисунке 6 — поз. а.

1 Ж » * '.;* . '' М.ИЧ «I«' < О* X*'. '

Рисунок 6 — Схематичное изображение модели процессов, происходящих в призабойной зоне скважины

Рассматривался окруженный насыщенной жидкостью вертикальный цилиндр Я, радиуса Нскв, заполненный однородной жидкостью. Этот цилиндр являлся динамической моделью скважины. На некоторой глубине от описанного цилиндра ответвлялся еще один цилиндр Р конечной длины / значительно меньшего радиуса Я0, ось которого лежит в плоскости, перпендикулярной оси цилиндра «У, и направлена вдоль его радиуса. Этот цилиндр моделирует перфорацию. Один его торец сообщается с забоем скважины, а другой торец и боковая поверхность вместе с поверхностью цилиндра Л1 являются границами насыщенной жидкостью пористой среды. Отношение р — ^/р существенно меньше единицы, и в пределе при // —> 0

/ га

боковая поверхность цилиндра Б трансформируется в плоскость.

Введем цилиндрическую систему координат (г, г) с началом в центре торца цилиндра Р, который сообщается с цилиндром и с осью г, совпадающей с осью цилиндра Р.

Будем рассматривать пористую насыщенную жидкостью среду в полуограниченной области: (г>0, г>И§). Цилиндр Р: (0 < г <1, г < ) считается заполненным жидкостью. Решение задачи с такой геометрией тем лучше описывает процессы в реальной призабойной зоне, чем меньше отношение радиуса перфорационного канала к радиусу скважины.

Движение пористой насыщенной жидкостью среды описывается следующими уравнениями

+<Цу{три)= о, И1-™)"' + ^К/..^,], 0;

'^ТГ""5 ' (36)

тр[/ + а(/ — т~ тар{1 — т)^—— —mgгad р — - и>);

а т (/- шХя, + 2р,)е + л,/}3Р,~- = Л'У и>;

где и,и> - скорости жидкости и скелета породы; р - давление;

рв - давление на забое скважины; р, р' - плотности жидкости и породы; р, >Р> - значения плотностей при р = р,; т, к - пористость и проницаемость породы; а - коэффициент присоединенной массы; а- тензор напряжений в среде; Е - деформация скелета;

Я/, р/- модули объемной упругости и сдвига скелета породы; Р1Ф2 " сжимаемость жидкости и материала породы; р - динамическая вязкость жидкости.

Движение жидкости в цилиндре Р может быть описано следующими линеаризованными уравнениями

- 30 = -тсК 2 — ■ 4 - -

5/ """ дг 3 дг2

**«1ГГ+ Р.^-'Р«* (37)

о t о z

ар = с2 л р ,

где 2 - объемный расход жидкости в перфорационном отверстии Р\ ц - объемный приток жидкости в перфорационное отверстие; Р — давление в жидкости, заполняющей перфорационный канал.

Граничные условия на боковой поверхности перфорационного отверстия Р имеют вид

р = Р,агг = -Р,</ = 2пЯ,[н> + т{и - п>)], (38)

где СТп - компонента тензора напряжений в пористой насыщенной жидкостью среде.

Остальные граничные условия представим следующим образом:

рг-0 = Po + е cos cot;

0;

-> 0; (39)

ßt-, = о.

Отметим, что последнее из условий (39) получено исходя из предположения о возможности пренебречь притоком жидкости в перфорационное отверстие через торец по сравнению с притоком через боковую поверхность.

Решение краевой задачи (36-39) разыскивалось в виде моногармохшческих колебаний частоты ах

Расчеты волновых процессов, обусловленных колебаниями давления на входе в перфорационный канал, показали, что амплитуда волн в каждой точке окружающей скважину с перфорацией пористой насыщенной жидкостью среды зависит как от частоты возбуждения, так и от геофизических характеристик среды и геометрических параметров скважины и перфорационного отверстия. На рисунке 6 —поз.б показаны зависимости амплитуд поперечных относительно оси перфорационного отверстия колебаний на его стенке от частоты для двух значений длин перфорационных отверстий. Как видно из рисунка зависимость немонотонна. Для каждого случая существует резонансная частота. Расчеты резонансных частот для различных значений геофизических характеристик пористой среды, позволяют построить их зависимости для типовых характеристик, характерных для разных месторождений. Так, например, на рисунке 6-поз. в верхняя кривая соответствует проницаемости к = 10~" м3 (ипп 100 Д), а нижняя к = 5 • 10~'3м2 (или 5 Д). Аналогичные кривые могут быть построены для любых значений характеристик пластов.

Таким образом, одним из способов эффективного использования колебаний в практике добычи нефти является использование резонансных свойств призабойных зон скважин.

Суммируя вышеизложенное можно констатировать, что для того, чтобы в призабойной зоне скважины наиболее оптимальным образом начали происходить эффекты односторонне направленного перемещения твердых частиц и ускорения течения жидкости в порах пористых сред, следует возбудить в прилежащей к скважине зоне нефтенасыщенного пласта волны с частотами, близкими к частотам, резонансным для данной призабойной зоны. Причем, в ряде случаев для возбуждения волн в определенных областях, отстоящих от скважины на конечное расстояние можно использовать полигармонический нелинейно взаимодействующий между собой волновой набор.

Чтобы улучшить условия прохождения волн в пористую среду следует зону фильтра делать открытой, желательно с дополнительными каналами в зоне волнового и вибрационного воздействия.

Четвертый раздел посвящен разработкам технологий, обеспечивающим герметичность заколонного пространства, что особенно важно при строительстве скважин многофункционального назначения. С учетом конкретных геолого-технических условий предлагается применять различные технологии, такие как: струйная обработка стенок скважины; струйно-волновая кольматация; технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов. Последнюю технологию рассмотрим подробнее.

С целью снижения обводненности продукции в скважинах при вскрытии продуктивных пластов в водонефтяных зонах необходимо провести комплекс мероприятий по селективной изоляции водопроницаемых пропластков. Это позволит на новом качественном уровне подготовить ствол скважины к последующему цементированию и обеспечить герметичность заколонного пространства скважин. При этом проводимые мероприятия должны соответствовать следующим требованиям:

- процесс углубления скважин должен совмещаться с процессом управляемого воздействия на приствольную зону проницаемых пластов;

- формируемый в приствольной зоне защитный экран должен в процессе строительства скважин снижать или исключать флюидопроницаемость пласта;

- создаваемый защитный экран должен максимально сохранять или способствовать восстановлению естественных фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного коллектора.

На основании проведенных экспериментальных исследований была разработана технология первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтяных зонах с формированием защитного экрана и их разобщение, сочетающая:

- первичное вскрытие продуктивной толщи на малоглинистом карбонатном буровом растворе с гидрофобной добавкой «Кварц»;

- создании защитного гидрофобизованного экрана путем доуплотнения фильтрационной корки полимермеловым раствором;

- крепление ствола скважины в интервале проницаемых пород гидрофобным тампонажным раствором с добавкой «Кварца», одновременно с созданием противодавления на устье скважины.

Технология первичного вскрытия продуктивной толщи водонефтяных зон предусматривает применение бурового раствора с максимальным содержанием в твердой фазе кислоторастворимых композиций. Для этой цели разработана рецептура малоглинистого карбонатного бурового раствора с гидрофобной добавкой «Кварц» плотностью 1060-1350 кг/м3 с содержанием кислоторастворимой твердой фазы от 16 до 90 %. При первичном вскрытии продуктивной толщи водонефтяных зон на стенках скважины напротив проницаемых интервалов и околоствольной зоны формируется кольматационный слой из твердой фазы бурового раствора и надежно изолирует водо- и нефтенасыщенные интервалы. Кольматационный слой, содержащий в своем составе гидрофобную добавку «Кварц» и до 90 % карбонатных фракций, не подвергается коагуляционному разрушению под действием высокоминерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа.

Кольматационный слой, сформированный в интервале нефтесодержащих пород, легко разрушается на стадии освоения при промывке забоя соляной кислотой. После удаления карбонатной фракции из нефтесодержащего интервала пласта фильтрационно-емкостные свойства сохраняются на 75-90 %.

Для реализации технологии формирования гидрофобизованного защитного экрана в промысловых условиях приготавливают полимермеловую суспензию в количестве 5-6 м\ После вскрытия продуктивного пласта бурением по колонне бурильных труб закачивают полимермеловую суспензию в интервал продуктивной толщи и производят формирование полимеркарбонатной корки путем возвратно-поступательного и вращательного движения колонны бурильных труб без циркуляции бурового раствора. Для получения надежного защитного экрана в интервале водонефтяных зон проводят 5-10 таких циклов.

Сформированный защитный экран состоит на 90 % из карбоната, снижает водопроницаемость вскрытого интервала, обеспечивая при этом восстановление фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны нефтяного коллектора при дальнейшем освоении скважины.

Наряду с вышеперечисленным, проведенные мероприятия способствуют созданию более прочного и герметичного ствола скважины, выдерживающего более высокие депрессии и репрессии, что является одним из главных условий качественного разобщения флюидонасыщенных пластов. Причем предлагаемый комплекс составов для первичного вскрытия, создания защитного экрана и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений содержит в своем составе единый, объединяющий их составной элемент — мелкодисперсный гидрофобный реагент «Кварц», что снижает водопроницаемость и повышает прочность сцепления образующейся единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка кольматационный экран - тампонажный камень».

В разделе 5 рассмотрены факторы, влияющие на изменение проницаемости продуктивных пластов при углублении скважины и методы

управления ими. На основании исследования потоков жидкости в призабойной части ствола при углублении забоя разработана усовершенствованная конструкция надцолотного устройства "с целью повышения технико-экономических показателей при бурении. Многими исследователями как отечественными, так и зарубежными установлена зависимость скорости бурения скважин от дифференциального давления промывочной жидкости (Жидовцев H.A., Орлов A.B., Гераськин В.Г., Лубенко В.В., Шевцов В.Д.).

Снижение дифференциального давления до известных пределов может быть осуществлено уменьшением расхода и плотности промывочной жидкости.

Расчеты показывают, что бурение часто ведется при Рциф = 4 — 5 МПа и это давление постоянно увеличивается по мере углубления скважины, т.е. бурение ведется практически в той области зависимости показателей бурения от дифференциального давления, когда какие-либо вариации с уменьшением плотности и расхода промывочной жидкости не оказывают существенного влияния на показатели работы долот. Кроме того, большие плотность промывочной жидкости и расход являются неизбежными для поддержания устойчивости ствола скважины, предотвращения нефтегазоводопроявлений, для обеспечения работы забойного двигателя. Поэтому была поставлена одна из задач, которая могла бы решить вопрос о снижении дифференциального давления не по всему вскрытому пласту, а непосредственно в зоне работы долота. На основании вышеуказанной проблемы была создана и опробована на месторождениях Оренбуржья, Татарии, Башкирии и Нефтеюганского района конструкция гидроэлеватора НГ-3, которая отвечает всем вышеперечисленным требованиям.

Раздел 6 посвящен разработке технологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта. В основу разработки технологий положена теория нелинейных колебаний, описанная в разделе 3. Для реализации этих эффектов большое значение имеет геометрическая форма забоя нагнетательной либо эксплуатационной скважины. В этой связи особое

внимание необходимо уделять созданию фильтровой части забоя скважины без эксплуатационной колонны, т.е. открытый забой либо с вертикальными щелями, либо с глубокими перфорационными каналами, которые обеспечат применение необходимых видов виброволнового воздействия на матрицу пласта или на насыщенную среду. Рассмотрим подробнее каждую из этих технологий.

Метод создания щелей в скважине с конструкцией забоя открытого типа

Изготовление щелевых каналов производится с помощью гидропескоструйных перфораторов и называется методом щелевой разгрузки открытого забоя или сокращенно "метод щелевой разгрузки".

Выявлены основные закономерности разрушения горных пород струей жидкости и разработана методика создания щелей в продуктивном горизонте.

Разработка технического устройства для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов

Особенностью любой технологии формирования открытого забоя является обязательное применение щадящей кольматации для сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов. На основании теоретического обоснования эффективности и целесообразности применения технологии искусственной кольматации приствольного участка проницаемых пластов, школами профессоров Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В.Н. и других было установлено, что для снижения фильтрационных процессов между скважиной и пластом эффективно использовать метод искусственной кольматации и во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины фильтрационной корки. И, конечно, было бы ошибочным полагать, что на толщину фильтрационной корки воздействует только показатели фильтрации бурового раствора. Анализируя известную формулу (40), связывающую объем фильтрата с показателями качества бурового раствора, убеждаемся, что с приближением концентрации твердых частиц в буровом растворе к концентрации твердых частиц в корке толщина фильтрационной

корки при прочих равных условиях уменьшается, так как с выравниванием концентраций твердых частиц в корке и буровом растворе скорость фильтрации стремится к нулю

где Уф — объем фильтрата;

А — площадь фильтра;

к„р — проницаемость фильтрационной корки;

СК — объемная доля твердых частиц в корке;

Ср — объемная доля твердых частиц в буровом растворе;

АР— перепад давления на фильтре;

t — время фильтрации;

/л — вязкость фильтрата.

Как видно из приведенной формулы, толщина фильтрационной корки существенно зависит от дифференциального давления в скважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора. Для того, чтобы уменьшить толщину фильтрационной корки, необходимо в первую очередь снизить дифференциальное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление на забое близко к нулю, фильтрационная корка на забое не образуется.

Исходя из этого, автором совместно с Кузнецовым Ю.С. и др. была создана на базе гидроэлеватора НГ-3 конструкция гидроэлеватора НГ-ЗК, со встроенным кольмататором. Как уже говорилось выше, основным препятствием для повсеместного внедрения наддолотного устройства НГ-3, использующего эффект создания пониженного дифференциального давления в зоне работы долота является отсутствие надежных отсекающих устройств полостей над и под долотом.

Авторы решили эту проблему путем размещения в юбке гидроэлеватора струйно-волнового кольмататора, который, используя эффект гидрозатвора,

(40)

благодаря канавке вокруг юбки гидроэлеватора, создает условия:

- для снижения дифференциального давления в зоне работы долота;

- для кольматации проницаемых пород в процессе их первичного вскрытия путем создания в затопленной струе жидкости, направленной на стенку скважины импульсов давления (эффект кавитации);

- улучшаются условия очистки призабойной зоны скважины. Совмещение гидроэлеватора с кольмататором позволило решить проблему

первичного вскрытия продуктивных горизонтов без нарушения их естественных фильтрационно-емкостных свойств.

Промысловые испытания (таблица 2) показывают на эффективность и целесообразность применения этого устройства (НГ-ЗК) при вскрытии продуктивных горизонтов.

Таблица 2 — Результаты испытания наддолотного гидроэлеватора НГ-ЗК

№№ СКВ. Интервал бурения, м Кол-во долот Суммар. время бурения, ч Средняя проходка на долото, м Средняя мех. скорость, м/ч

2866 2764-2927 163 4 17,5 40,75 9,31

2846 2752-2876 124 4 16,0 31,0 7,75

2901 2760-2896 136 3 15,0 45,33 9,06

2912 2767-2978 211 6 40,0 35,16 5,27

Итого средние показатели 17 88,5 37,29 7,16

Ниже приведены результаты испытания наддолотного гидроэлеватора НГ-ЗК на скважине 1269П Восточно-Сургутского месторождения. Сделано 7 долблений в интервале 2646-2968 м, долота 3-215,9-СГВ-2, турбобур ТСШ-195. Суммарная проходка составила — 322 м, суммарное время бурения — 33,5 ч. Средняя проходка на долото составила 46 м. Средняя механическая скорость составила 9,61 м/ч. Проведено сопоставление с результатами бурения скважин в идентичных условиях и в сопоставимых интервалах.

Сопоставляя полученные по скважине № 1269П со средними данными по перечисленным выше скважинам получено: увеличение проходки на долото 23,35 %; увеличение механической скорости бурения - 34 %; средняя стойкость долот по рассмотренным скважинам составила 5,2 часа по скважиие № 1269П составила 4,8 часа. Результаты геофизических исследований показали по кривой кавернометрии в интервале 2832-2848 на отсутствие глинистой корки, а в интервале 2828-2832 наблюдается глинистая корка толщиной 1-4 мм, в то время как интерпретация кавернометрии соседних скважин показывает в этом же интервале толщину глинистой корки 15-20 мм. Кроме повышения показателей работы долот к достоинствам данной конструкции гидроэлеватора следует отнести способность стабилизировать наклонно направленный ствол, простота и легкость изготовления, технологичность применения и высокая износостойкость.

Раздел 7 посвящен вопросам утилизации промышленных стоков и складированию многотоннажных отходов химических производств в специально созданных подземных хранилищах.

На рисунке 7 приведена принципиальная схема подземного складирования жидких отходов двух различных составов.

В зоне промышленного производства 1 по результатам геологических и геофизических изысканий подбирают пригодный для хранения жидких отходов изолированный от продуктивных горизонтов поглощающий пласт 2. Количество изолированных участков в пласте, пригодных для хранения отходов, должно соответствовать количеству видов отходов, предназначенных для раздельного хранения. Если естественных участков меньше, то их готовят искусственно, путем установки в пласте изоляционных экранов, технология установки которых аналогична технологии установки экранов при разработке нефтяных месторождений. Поглощающий пласт 2 вскрывают бурением поглощающих (нагнетательных) скважин 3 и 4 и экранирующих скважин 5. Через скважины 5, расположенные между поглощающими скважинами, в

пласте 2 устанавливают экран 6. Отходы производства одного вида с участка 7 производства закачивают в скважины 3 с одной стороны экрана, а отходы другого вида с участка 8 - в скважины 4 с другой стороны экрана.

Изоляционный экран может быть установлен по специальной технологии. Подбирают буферные жидкости, которые при контакте друг с другом твердеют или образуют нерастворимое высоковязкое малоподвижное в пласте вещество. Складирование отходов осуществляют по следующей схеме. В поглощающие скважины закачивают реагирующие при контакте друг с другом буферные жидкости, которые проталкиваются по пласту закачиваемыми вслед за ними жидкими отходами. При контакте буферных жидкостей в пласте образуется непроницаемый экран, препятствующий смешиванию отходов, различных по химическому составу. В качестве буферных жидкостей могут быть использованы с одной стороны 3 % водный раствор №0 8Ю2 , а с другой - 0,05 % раствор полиакриламида в 50 % водном растворе СаС12.

Рисунок 7 — Принципиальная схема подземного складирования жидких отходов производств

Объем буферной жидкости (Уб) равен разности объемов всей закачиваемой жидкости (Уж) и жидких отходов (Уа) и приближенно рассчитывается из соотношений

У0 = лЯг тНк ; Уж =я(Я + 1)2 ткк ; У6 = я К Я +1)2 - Я2 ]тИк,

где да - открытая пористость поглощающего пласта; Л - мощность пласта, м;

Л: - насыщенность порового объема пласта закачиваемыми жидкостями; - радиус закачки (половина расстояния между поглощающими скважинами), м;

1 - толщина буферной оторочки, м.

Например, для близких к реальным значениям т = 0,2, Л = 5м и к = 0,8 объем закачиваемой буферной жидкости в зависимости от Я составит (таблица 3).

Таблица 3 — Объем закачиваемой буферной жидкости в зависимости от радиуса закачки

Л, м Я, м Уо.м1 Уб, м3

*=10 /=20

5 100 25120 5275 11053

200 100480 10299 21101

400 401920 20347 41197

600 904320 30395 61293

1000 2512000 50491 101485

При расстоянии между скважинами 800 м (/?=400 м) для создания в пласте изоляционного экрана толщиной до 20 м (/=10) в каждую из двух поглощающих скважин достаточно закачать по 20000 м3 буферных жидкостей. После образования экрана объем дальнейшей закачки жидких отходов производства ограничивается приемистостью поглощающего пласта и соображениями экологической безопасности.

При обустройстве поглощающих скважин целесообразно использовать полиэтиленовые обсадные трубы, которые не корродируют в агрессивной среде и достаточно долговечны.

Раздельное хранение отходов препятствует дополнительному образованию трудноразделимых смесей, что при последующем извлечении отходов для

промышленной переработки и получения товарной продукции позволяет сэкономить значительные материальные средства.

Закачка жидких отходов в скважину должна вестись на специально подготовленном полигоне, оборудованном канализационно-очистными сооружениями (КОС).

Закачку можно вести как постоянно, так и с перерывами любой продолжительности, но обязательно следя за устьевым давлением и режимной промывкой скважины.

По мере выполнения работы основные технологии, направленные на безаварийное углубление скважин различного назначения и обеспечение герметичности их заколонного пространства были апробированы на практике, а некоторые внедрены в производство с высокими технико-экономическими показателями.

Примером внедрения всей работы может служить разработка реального проекта «Технологическая схема разработки Тевризского месторождения с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов», приведенная в Приложениях к диссертации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение длительной эксплуатации скважин многофункционального назначения предопределяет при ее строительстве обязательные решения следующих проблем:

— качественную оценку технического состояния необсаженного ствола скважины;

— сохранение естественных коллекторских характеристик призабойной зоны продуктивных пластов при их первичном вскрытии и длительной эксплуатации;

— обеспечение надежности и герметичности скважинного канала на заданный период эксплуатации.

С этой целью в рамках диссертационной работы:

1.1. Усовершенствованы методы контроля гидродинамического состояния и поведения скважины испытаниями необсаженного ствола скважины на герметичность и прочность в режиме репрессий и депрессий.

1.2. Предложено продуктивный пласт вскрывать на равновесии или депрессии и конструктивно заканчивать скважину открытым забоем с последующим изготовлением щелей . или глубокопроникающих перфорационных каналов для направленного воздействия на фильтрационно-емкостные характеристики пластов волновым полем в режимах отбора и нагнетания.

1.3. Для формирования открытого забоя многофункциональной скважины предложен комплекс технологий в зависимости от геологического строения коллектора и его гидродинамических характеристик:

1.3.1. Технологии по изоляции разнонапорных пластов различной проницаемости, включающие методы малых и глубоких проникновений, по созданию гидроизолирующих экранов в приствольной и призабойной зонах пород-коллекторов.

1.3.2. Технологические схемы дренирования приствольной зоны с последующей струйной изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых водонасыщенных пластов.

2. С позиций теории нелинейной волновой механики (совместно с академиком РАН Р.Ф. Ганиевым) разработаны теоретические основы использования волновых процессов при строительстве и эксплуатации скважин многофункционального назначения.

Получены решения, позволяющие определить модели квазиравновесных положений (локализация частиц в жидкости) и квазиравновесных движений (направленное в одну сторону перемещение частиц), необходимых для выявления механизмов вибрационной устойчивости и вибрационного движения. Решения положены в основу создания новых технологий,

использующих основополагающий принцип о необходимости возбуждения волн с частотами, близкими к резонансным.

3. С целью сохранения и восстановления (при необходимости) коллекторских характеристик призабойной и удаленной зон на основе теории нелинейных колебаний многофазных систем разработаны следующие технологии:

3.1. Технология первичного вскрытия продуктивных горизонтов открытым забоем с созданием вертикальных щелей по продуктивному пласту глубиной 5-7 диаметров скважины гидропескоструйным перфоратором.

3.2. Технология формирования глубоких (до 5 м) перфорационных каналов по пласту с помощью сверлящего скважинного перфоратора. Геометрические размеры и пространственное расположение каналов определяется в каждом конкретном случае в зависимости от назначения скважин и условий обработки призабойной и удаленной зон.

3.3. Технология вскрытия продуктивных горизонтов со снижением дифференциального давления на забой с одновременной кольматацией проницаемых пород струйно-волновым кольмататором.

4. На основании промысловой оценки фильтрационных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов разработана методика выбора эффективных технологий их гидроизоляции при бурении, креплении и эксплуатации скважин. Разработана карта поинтервальной гидроизоляции открытого ствола скважины по мере вскрытия каждого проницаемого горизонта с учетом обобщенных характеристик пласта, насыщающего флюида и кольматирующих агентов. Для обеспечения герметичности заколонного пространства по тампонажному камню и его контактным зонам разработана технология разобщения пластов с использованием тампонажного раствора с добавлением в него гидрофобизирующей добавки «Кварц».

5. Разработан способ подземного складирования жидких отходов многотоннажных производств, научно обоснован и апробирован в

промысловых условиях Западной Сибири - метод утилизации сточных, промышленных и бытовых отходов в Уватскую свиту верхнего мела:

5.1. Разработана конструкция специальной скважины с коррозионно-стойкой эксплуатационной колонной из пластмассовых труб производства ОАО «Запсибгазпром», отработана технология их сборки, спуска в скважину и цементирования специальными тампонажными материалами.

5.2. Научно обоснована и нашла решение проблема герметизации заколонного пространства специальной скважины: разработана комплексная технология селективной изоляции проницаемых пластов по мере их первичного вскрытия с последующей опрессовкой на расчетное избыточное давление; тампонажный раствор за колонной в период превращения в камень уплотняется вибрационным полем, создаваемым электрогидроакустическим излучателем.

5.3. По мере загрязнения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины рекомендована ее очистка электрогидроакустическим излучателем при переменных депрессиях и репрессиях.

6. Разработан рабочий проект «Технологическая схема разработки Тевризского месторождения» с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов..

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Аржанов А.Ф. Экспериментальные исследования высоковольтного разряда в жидкости применительно к процессу обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ электрогидроимпульсными устройствами / А.Ф. Аржанов, В.И. Вяхирев, М.Н. Игнатьев, Н.И. Ковязин, Ю.С. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - № 1. — С. 17-19.

2. Аржанов А.Ф. Исследование кольматирующей способности водоизолирующих составов при первичном вскрытии продуктивных горизонтов / А.Ф. Аржанов, Ю.С. Кузнецов, В.И. Вяхирев // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - № 2. - С. 26-30.

3. Аржанов А.Ф. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузке забоя /

A.Ф. Аржанов, Ю.С. Кузнецов, П.Н. Матюшин, Р.Ю. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - № 5. - С. 32-37.

4. Аржанов А.Ф. Сохранение емкостно-фильтрационных свойств продуктивных пластов / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов // Там же, С. 58-62.

5. Аржанов А.Ф. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов на нефтяных месторождениях РТ // Нефть Татарстана. — 1998. - № 2. -С. 15-19.

6. Аржанов А.Ф. Гидрофобизация продуктивных пластов во время первичного вскрытия / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев, Р.Н Файзуллин // Сб. тр. УдмуртНИПИнефть. - Ижевск, 1999.- С.33-35.

7. Аржанов А.Ф. Основные причины преждевременного обводнения скважин / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез. Междунар. науч.-техн. конф. -Тюмень, Изд-во ОМТ ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С.72-74.

8. Аржанов А.Ф. Использование гибких пластмассовых труб в качестве фильтровой части горизонтальных скважин / А.Ф. Аржанов, Ю.С. Кузнецов,

B.Н. Никифоров, В.Н. Сонин // Там же, С.10-12.

9. Аржанов А.Ф. К вопросу о твердении тампонажных растворов на минеральной основе в условиях непроницаемого межколонного пространства / А.Ф. Аржанов, Е.Л. Ржевская, Т.А. Баймурзина // Там же, С. 30-31.

10. Аржанов А.Ф. Усовершенствование конструкции гидроэлеватора для бурения скважин / А.Ф. Аржанов, С.А. Сергеев, В.Ф. Бочарников, Р.Ю. Кузнецов // Там же, С. 31-32.

П.Аржанов А.Ф. Опыт формирования забоев конструкций горизонтальных скважин в АО «Татнефть» / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев, Р.Г. Габдуллин, O.E. Старов // Там же, С.35-36.

12. Аржанов А.Ф. . Обоснование экологической целесообразности складирования отходов производств в искусственно созданных подземных

хранилищах / А.Ф. Аржанов, В.Н. Никифоров, Ю.С. Кузнецов // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез. Междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень, Изд-во ОМТ ОАО «Запсибгазпром», 1999.-С. 140-141.

13. Аржанов А.Ф. Факторы, влияющие на изменение ФЕС продуктивных пород, методы управления и регулирования / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев, Р.Ш. Муфазалов // Проблемы строительства, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин: Материалы науч.-техн. конф. 1-3.12.99. — р.п.Актюба, Изд-во ТатНИПИнефть, 1999. - Вып.2. - С. 17-19.

14. Аржанов А.Ф. Технологии сохранения и восстановления ФЕС продуктивных пластов при заканчивании скважин / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев, Р.Ю. Кузнецов // Там же, С. 19-23.

15. Аржанов А.Ф. Геолого-технические особенности извлечения остаточных запасов нефти / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев, Н.И. Хаминов // Там же, С.25-28.

16. Аржанов А.Ф. Теоретические основы использования нелинейных эффектов волновых и вибрационных процессов при бурении и добыче / А.Ф. Аржанов, Р.Ф. Ганиев, Р.К. Ишкаев // Там же, С.31-35.

17. Аржанов А.Ф. Методика определения и экспериментальное исследование удельного импульса давления, создаваемого возмущениями от источника электроразрядного типа / А.Ф. Аржанов, Н.И. Ковязин, С.А. Уросов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 1. — С. 25-30.

18. Аржанов А.Ф. Проблемы при строительстве газовых скважин на месторождениях севера Тюменской области и их решения / А.Ф. Аржанов, A.B. Будько, Д.Ю. Скворцов // Бурение. - 2000. - № 1. - С. 16-18.

19. Аржанов А.Ф. Технология и техника реконструкции фильтра скважин и селективной изоляции обводняющих пластов / А.Ф. Аржанов, А.П. Аверьянов, Р.К. Ишкаев // Нефть Татарстана. - 2000.-№ 2. - С. 10-13.

20. Аржанов А.Ф. Состояние и перспективы повышения качества

изоляционных работ при заканчивании и эксплуатации скважин / А.Ф. Аржанов, А.П. Аверьянов, Р.К. Ишкаев // Нефть Татарстана. - 2000.-№ 2. — С.20-24.

21. Аржанов А.Ф. Проблемы эффективности изоляции пластовых вод и перспективные пути их решения / А.Ф. Аржанов, А.П. Аверьянов // Там же, С. 37-40.

22. Аржанов А.Ф. Пути повышения эффективности работы электроразрядных скважинных устройств / А.Ф. Аржанов, Н.И. Ковязин, С.А. Уросов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 4. - С. 12-17.

23. Аржанов А.Ф. Технологии и технические средства по обеспечению качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов / А.Ф. Аржанов, H.A. Аксенова, A.B. Будько // Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 2-ой Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2000. - С. 225-331.

24. Аржанов А.Ф. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств пластов при заканчивании скважин: Монография / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов. — Тюмень: Вектор-Бук, 2001. — 144 с.

25. Аржанов А.Ф. Современная идеология системного решения проблем заканчивания нефтяных и газовых скважин // Нефть Татарстана. - 2001. - № 2. — С. 26-32.

26. Аржанов А.Ф. Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов формированием протяженных фильтрационных каналов / А.Ф. Аржанов, Р.К. Ишкаев // Нефть Татарстана. - 2001.-№ 3.- С. 15-18.

27. Аржанов А.Ф. Проблемы передачи энергии колебаний в нефтеносные пласты с целью выработки остаточных запасов / А.Ф. Аржанов, Р.Ф. Ганиев // Там же, С. 22-28.

28. Аржанов А.Ф. Комплексная технология разобщения и первичного вскрытия продуктивных пластов. / А.Ф. Аржанов, A.B. Будько, H.A. Аксенова, Ю.С. Кузнецов // Бурение. - 2001. - № 6. - С. 27-31.

29. Аржанов А.Ф. Технология разобщения и вторичного вскрытия продуктивных пластов / А.Ф. Аржанов, H.A. Аксенова, Ю.С. Кузнецов // Бурение.- 2001. - № 6. -С.25-29.

30. Аржанов А.Ф. Специальные тампонажные композиции для строительства скважин / А.Ф. Аржанов, H.A. Аксенова, В.Ф. Сорокин // Освоение шельфа арктических морей России: Тр. пятой междунар. конф. RAO-01 11-14 сентября 2001. - СПб: ЦНИИ им. ак. А.Н. Крылова, 2001. - С.144-146.

31. Аржанов А.Ф. Причины заколонных перетоков и пути их предупреждения в процессе первичного вскрытия и разобщения пластов / А.Ф. Аржанов, Б.М. Даминов, Н.Е. Зозуля // Сб. науч.-техн. конф., посвященной 50-летию нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть». - Альметьевск, ОАО «Татнефть», 2002. - С. 49-56.

32. Аржанов А.Ф. Исследование фильтрационных процессов в системе «скважина - проницаемые пласты / А.Ф. Аржанов, Н.Е. Зозуля, Н.В. Соловьева // Альметьевский нефтяной институт — 2001: Материалы науч.-техн. конф. -Альметьевск: Изд-во АлНИИ, 2002. - С.9-16.

33. Аржанов А.Ф. Использование волновых и вибрационных процессов для герметизации заколонного пространства глубоких скважин / А.Ф. Аржанов, В .П. Зозуля, Н.Е. Зозуля // Там же, С. 17-24.

34. Аржанов А.Ф. Влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов / А.Ф. Аржанов, Н.Е. Зозуля, Н.В. Соловьева // Там же, С. 24-27.

35. Аржанов А.Ф. Исследование потоков жидкости в призабойной части ствола скважины / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания: Материалы конф. г. Салехард 11-12 июня 2002. - Тюмень: Вектор Бук, 2002.- С. 156-159.

36. Аржанов А.Ф. Современные технологии «формирования открытого

забоя» скважины / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов // Там же, С. 228 — 231.

37. Аржанов А.Ф. Совершенствование методов расчета амплитуды вынужденных осевых зубцовых вибраций долота / А.Ф. Аржанов, В.А. Федоров // Проблемы развития ТЭК Зап. Сибири на современном этапе: Сб. тр. Междунар. науч. — техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ 25-27 сентября 2002 . - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2002. - Т.1. -С.43-44.

38. Аржанов А.Ф. Особенности вскрытия и подготовки объекта под закачку многотоннажных отходов производств / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Материалы Междунар. науч.-практ. конф. 29.09-03.10.2003. - Анапа, 2003. - 26-27.

39. Аржанов А.Ф. К вопросу создания искусственных экранов в проницаемых пластах при сооружении подземных хранилищ / А.Ф. Аржанов, В.Н. Игнатьев // Там же, С. 35-36.

40. Аржанов А.Ф. О возможных причинах межколонных давлений в газовых скважинах / А.Ф. Аржанов, В.Н. Игнатьев // Там же, С. 45-46.

41. Аржанов А.Ф. Технологические особенности строительства скважин для подземных хранилищ экологически вредных отходов / А.Ф. Аржанов, В.Н. Игнатьев // Там же, С. 52-53.

42. Аржанов А.Ф. Разработка тампонажных композиций для герметизации межколонного пространства в специальных скважинах. / А.Ф. Аржанов, В.Н. Игнатьев// Там же, С. 62-63.

43. Аржанов А.Ф. Строительство скважин многофункционального назначения: Монография / А.Ф. Аржанов, Р.Ю. Кузнецов. — Тюмень: Вектор-Бук, 2004. - 250 с.

44. Аржанов А.Ф. Вторая жизнь продуктивного пласта // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 5. - С. 35-37.

45. Аржанов А.Ф. Обоснование необходимости строительства скважин многофункционального назначения // Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. - № 1.-С. 12-15.

46. Пат. 2128140 РФ. Способ подземного складирования жидких отходов производств / В.Н. Никифоров, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Игнатьев, А.Ф. Аржанов, А.З. Идрисов (Россия). - № 97125035/03; Заявлено 07.12.1999; Опубл. 21.01.2000, Бюл. №3.

47. Пат. 2001106034/20 РФ, Е 21 В 19/08 21/00. Наддолотный гидроэлеватор / А.Ф. Аржанов, В.Ф. Бочарников, Ю.С. Кузнецов, (Россия). - № 99126035/03; Заявлено 12.03.2001; Опубл. 20.08.2001, Бюл. № 23.

Соискатель

А.Ф. Аржанов

Подписано в печать 27.06.2006 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 3,60. Тираж 100. Заказ 258.

Издательство «Вектор Бук». Лицензия ЛР №066721 от 06.07.1999 г.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Аржанов, Андрей Феликсович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН

МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ.

1.1 Существующие методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины.

1.2 Характеристика гидродинамического поведения скважины в процессе бурения, СПО и промывке.

1.3 Показатели технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины применительно к технологическим расчетам.

1.4 Промысловая оценка фильтрационных характеристик проницаемых пластов.

2 ФОРМИРОВАНИЕ ОТКРЫТОГО ЗАБОЯ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО

ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

2.1 Технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений.

2.2 Технология глубоких и малых проникновений.

2.3 Технология установки гидроизолирующих экранов в водонасьпценных пластах.

2.3.1 Методы расчета технологических параметров процесса установки водоизолирующих экранов.

2.4 Технология «щадящей» кольматации в процессе углубления забоя и устройство для ее реализации.

2.5 Технология первичного вскрытия с использованием струйно-волнового кольмататора и материала «кварц».

3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЛНОВЫХ И

ВИБРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ БУРЕНИИ И ДОБЫЧЕ.

3.1 Постановка проблемы. Существо использования волновых и вибрационных процессов.

3.2 Эффекты односторнне направленных движений включений, взвешенных в колеблющейся жидкости.

3.3 Эффект ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах.

3.4 Проблемы передачи энергии колебаний в нефтеносные пласты.

4 ТЕХНОЛОГИИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА.

4.1 Опеспечение герметичности заколонного пространства многофункциональных скважин.

4.2 Струйная обработка стенок скважины.

4.3 Струйно-волновая кольматация.

4.3.1 Влияние струйно-волнового воздействия на процесс фильтрации глинистого раствора и кольматацию пористых сред.

4.3.2 Результаты исследований по оценке кольматации порового пространства породы вязко-упругим раствором.

4.4 Технологии первичного выкрытия пласто продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов.

4.5 Разработка и исследование гидрофобного тампонажного материала.

4.5.1 Физико-химическая природа процесса структурообразования тампонажных суспензий.

4.6 Перспективы реализации волновых технологий в добывающих и нагнетательных скважинах.

5 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ УГЛУБЛЕНИИ СКВАЖИНЫ И МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ ИМИ.

5.1 Исследование потоков жидкости в призабойной части ствола при углублении забоя.

5.2 Усовершенствование конструкции наддолотного устройства с целью повышения технико-экономических показателей при бурении.

5.3 Влияние факторов на проникновение твердой фазы в пласты-коллекторы (кольматация).

5.4 Экспериментальные исследования процессов фильтрации промывочной жидкости и кольматации пористой среды при волновом воздействии.

5.4.1 Исследование процессов фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов.

5.4.2 Исследование влияния концентрации глинистых частиц, температуры окружающей среды и интенсивности излучения на процесс фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов.

5.5 Теоретические основы возможности тспользования кремний-органических соединений для гидрофобизации поверхности.

6 РАЗРАБОТКА И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СОХРАНЕНИЯ

И ВОССТАНОВЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ПЛАСТА.

6.1 Метод изготовления щелей в скважине с конструкцией забоя открытого типа.

6.1.1 Основные закономерности разрушения горных пород струей жидкости.

6.1.2 Методика создания щелей.

6.2 Метод формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором.

6.3 Разработка технического устройства для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов.

7 УТИЛИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОКОВ И СКЛАДИРОВАНИЕ

МНОГОТОННАЖНЫХ ОТХОДОВ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ в СПЕЦИАЛЬНО СОЗДАННЫХ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ.

7.1 Разработка способа подземного складирования жидких отходов производств.

7.2 Теоретические предпосылки замены стальных обсадных труб пластмассовыми.

7.2.1 Обоснование применения полиэтиленовых труб.

7.2.2 Технические данные полиэтиленовых труб (ЗАО «Сибгазаппарат»).

7.2.3 Результаты расчета на прочность полиэтиленовых труб производства ЗАО «Сибгазаппарат».

7.2.4 Результаты стендовых испытаний физико-механических свойств поливинилхлоридных труб.

7.2.5 Примеры расчетов на прочность зарубежных пластмассовых поливинилхлоридных труб.

7.3 Технологии строительства специальных скважин для складирования вредных отходов в подземные хранилища.

7.3.1 Разработка технологии заканчивания скважин.

7.3.1.1 Обоснование требований к тампонажному материалу и его выбор.

7.3.1.2 Технология вибровоздействия на тампонажный раствор в период его приготовления и превращения в камень.

7.3.1.3 Технология вскрытия объекта под закачку.

7.3.1.4 Принцип работы электроимпульсного скважинного устройства, его конструкция и технические характеристики.

7.3.2 Требования к оборудованию обсадной колонны.

7.3.3 Разработка технологии закачки сточных вод.

7.3.4 Разработка технологии соединения полиэтиленовых труб и спуска их в скважину.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Строительство скважин многофункционального назначения"

Современный этап становления рыночных отношений предполагает коренную перестройку всего топливно-энергетического комплекса, перевод его на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

В последнее время все больше вводятся в разработку сравнительно небольшие месторождения, литологически экранированные и представляющие собой готовый подземный резервуар для складирования в нем различных жидких отходов многотоннажных химических производств, бальнеологических и других вредных стоков, а также для подземного хранения стратегического сырья, различных отходов отработанных ядерных топлив и др.

В этой связи к скважине предъявляются «жесткие» требования по долговременной надежности всех ее элементов, что влечет за собой увеличение затрат на строительство, но, зато экономическая целесообразность, окупаемость затрат резко увеличиваются. Таким образом, по-новому, может быть рассмотрена концепция вложения средств в, кажущееся на первый взгляд нерентабельным, мероприятие, такое как обустройство небольшого нефтяного или газового месторождения, с целью использования его, после извлечения полезного ископаемого, как резервуара для складирования различных жидких и газообразных отходов современных производств.

В этом случае уже при проектировании таких сооружений следует по-новому подойти к вопросам обеспечения требуемой надежности скважины по коррозионной стойкости всех ее элементов (колонна, резьбовые соединения, тампонажные композиции), герметизации заколонного и межколонного пространства и др.

Складирование отходов в изолированных пластах во-первых, улучшает экологическую обстановку в районах их скопления и во-вторых, позволяет вернуться к их промышленному использованию по мере развития технологий переработки вторичного сырья. Одним из путей решения проблемы является складирование их в глубоких проницаемых пластах с использованием новейших технических достижений. К настоящему времени подземное складирование осуществляют как за рубежом (США, Италия, Япония), так и в странах СНГ (Одесский, Оренбургский районы, Татарстан). В Западной Сибири он начал использоваться в последние годы, но широкого применения не получил, в основном, из-за быстрой коррозии оборудования и обсадных труб, значительной стоимости строительства нагнетательных скважин с применением стальных конструкций.

Для решения этих задач необходимо тщательно изучить гидродинамические и геологические условия проводки скважин, знать технологии обеспечения герметичности крепи и, что самое важное, научиться формировать гидродинамически совершенный открытый забой в различных геолого-технических условиях строительства многофункциональных скважин.

При строительстве многофункциональных скважин очень важным является предупреждение отрицательного воздействия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин и раннего нарушения герметичности крепи являются дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождения, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения многопластовой залежи. Действие отмеченных факторов интенсифицирует процессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствует возросшим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых условий разработки месторождений в поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти. Результативность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия составляет в среднем 12-20% и не превышает 50%.

Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым забоем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание технологов, как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюи-доперетоков между разнонапорными пластами и отсутствии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдерживала развитие и внедрение подобных способов. Для реализации таких перспективных технологий необходимо было сначала сформулировать требования к фильтру скважины в различных геолого-технических условиях, выявить причину и основные факторы некачественного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов с целью формирования конструкций забоя в различных гидродинамических условиях. Затем необходимо было решить проблему обеспечения герметичности за-колонного пространства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы скважины. Это было достаточно трудно, так как не было технологий, обеспечивающих борьбу с так называемым "зависанием" цементного раствора за колонной в период превращения его в камень, контракционными, суф-фозионными и другими процессами, происходящими в период ОЗЦ.

Для формирования открытого забоя многопластовых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо разработать комплекс технологий, учитывающий необходимость изоляции разнонапорных пластов, дренирования приствольной зоны с последующей изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых водонасыщенных пластов продуктивной толщи.

Для восстановления коллекторских характеристик пласта необходимы технологии, обеспечивающие увеличение поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зоны пласта.

В этой связи цель работы сформулирована следующим образом: повышение качества строительства скважин многофункционального назначения путем разработки научно обоснованных технологий, обеспечивающих герметизацию заколонного пространства на весь период эксплуатации в режимах отбора и нагнетания.

Основные задачи исследований

Обоснование концепции строительства скважин многофункциональ-ного назначения для полной выработки залежей топлива и последующей закачки жидких отходов для подземного складирования.

Исследование гидродинамических условий проводки скважин и обоснование возможности формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин.

Разработка теоретических основ использования волновых и вибрационных процессов в технологиях строительства и эксплуатации скважин в режимах отбора и нагнетания.

Исследование и разработка методических основ заканчивания скважин многофункционального назначения.

Исследование и разработка технологий, обеспечивающих долговременную герметизацию заколонного пространства.

Разработка технологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта в условиях открытого забоя скважин.

Разработка проекта подземного складирования многотоннажных жидких отходов различных производств после извлечения запасов углеводородов.

Научная новизна работы

Разработаны научно обоснованные принципы подземного складирования жидких отходов химических производств, бальнеологических промышленных стоков в выработанных залежах с возможностью последующего использования хранимых отходов в качестве вторичного сырья.

На основании изучения механизма физико-химического взаимодействия на границе раздела фаз буровых и тампонажных растворов с проницаемыми флюидонасыщенными пластами научно обоснована концепция заканчивания скважин многофункционального назначения.

Научно обоснована концепция формирования фильтровой части скважин многофункционального назначения в виде открытого забоя с протяженными каналами заданной формы для подачи волновой энергии в удаленные зоны пластов с целью повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов и последующего закачивания жидких отходов.

На принципах нелинейной волновой механики разработана теория, объясняющая создание в продуктивном пласте кольматационных зон, экранирующих остаточные запасы в коллекторах. Теоретически обоснованы параметры источников колебаний для извлечения остаточных запасов из заблокированных зон с учетом взаимодействия в поровом пространстве пластовых флюидов и твердых включений.

Практическая ценность

Разработана экологическая программа складирования вредных отходов многотоннажных производств в подземные хранилища с использованием в качестве обсадных колонн высокопрочных труб из химически стойкого полиэтилена. Разработан экспериментальный проект.

Предложены методы оценки технического состояния необсаженного ствола скважины при различных технологических операциях (бурение, спуско-подъемные операции, промывка), а также разработаны методические подходы к промысловой оценке фильтрационных и прочностных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов с целью определения оптимальных технологических параметров отбора и нагнетания при работе скважин многофункционального назначения.

Предложен комплекс технологий формирования открытого забоя в различных геолого-технических условиях строительства скважин многофункционального назначения с учетом геологических и технических условий эксплуатации объекта. Предложена технология гидрофобизации призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивного пласта с применением струйно-волнового кольмататора с целью изменения фазовой проницаемости коллектора при отборе и закачивании флюидов.

Разработан рабочий проект «Технологическая схема разработки Тевриз-ского месторождения с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов».

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аржанов, Андрей Феликсович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение длительной эксплуатации скважин многофункционального назначения предопределяет при ее строительстве обязательные решения следующих проблем:

- качественной оценки технического состояния необсаженного ствола скважины;

- сохранения естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов при их первичном вскрытии и длительной эксплуатации.

С этой целью в рамках диссертационной работы:

1.1. Усовершенствованы методы контроля гидродинамического поведения скважины испытаниями необсаженного ствола скважины на герметичность и прочность в режиме репрессий й депрессий.

1.2. Предложено продуктивный пласт вскрывать на равновесии или депрессии и конструктивно заканчивать скважину способом «открытый забой» с последующим изготовлением щелей или глубокопроникающих перфорационных каналов для последующего направленного воздействия на фильтрационно-емкостные характеристики пластов волновым полем в режимах отбора и закачивания.

1.3. Для формирования открытого забоя многофункциональной скважины предложен комплекс технологий в зависимости от геологического строения коллектора и его гидродинамических характеристик.

1.3.1. Технологии по изоляции разнонапорных пластов различной проницаемости, включающие методы малых и глубоких проникновений; по созданию гидроизолирующих экранов в приствольной и призабойной зонах пород-коллекторов.

1.3.2. Технологические схемы дренирования приствольной зоны с последующей струйной изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирования высокопроницаемых водонасыщенных пластов.

2. С позиций теории нелинейной волновой механики (совместно с академиком РАН Р.Ф. Ганиевым) разработаны теоретические основы использования волновых процессов при строительстве и эксплуатации скважин многофункционального назначения.

Получены решения, позволяющие в общем виде определить модели квазиравновесных положений (локализация частиц в жидкости) и квазиравновесных движений (направленное в одну сторону перемещение частиц), необходимых для выявления механизмов вибрационной устойчивости и вибрационного движения. Решения положены в основу создания новых технологий, использующих основополагающий вывод о необходимости возбуждения волн с частотами, близкими к резонансным.

3. Для обеспечения долговременной эксплуатации скважин многофункционального назначения в режиме отбора и закачивания ее конструкция в зоне фильтра должна быть совершенной по способу вскрытия (открытый забой).

С целью сохранения и восстановления (при необходимости) коллектор-ских характеристик призабойной и удаленной зон с учетом теории нелинейных колебаний многофазных систем разработаны следующие технологии:

3.1. Технология первичного вскрытия продуктивных горизонтов открытым забоем с изготовлением вертикальных щелей по продуктивному пласту глубиной 5-7 диаметров скважины гидропескоструйным перфоратором с добавлением в абразивную жидкость кварцевого песка фракции 0,5-1 мм в количестве 5-10%.

3.2. Технология изготовления глубоких (до 5м) перфорационных каналов по пласту с помощью сверлящего скважинного перфоратора. Геометрические размеры и пространственное расположение каналов определяется в каждом конкретном случае в зависимости от назначения скважин и условий обработки призабойной и удаленной зон.

3.3. Технология вскрытия продуктивных горизонтов со снижением дифференциального давления на забой с одновременной кольматацией проницаемых пород струйно-волновым кольмататором, размещенном в специальном устройстве.

3.4. Для скважин, которые будут подвергаться при эксплуатации глубокой обработке кремнийорганическим гидрофобным материалом типа "Поли-сил", рекомендуется подготовить проницаемую поверхность продуктивных горизонтов уже при первичном вскрытии, обработав ее 0,1% суспензией порошка "Полисил" в органическом растворителе в применением технологии 3.3.

4. На основании промысловой оценки фильтрационных характеристик проницаемых флюидонасыщенных пластов разработана методология выбора современных технологий их гидроизоляции с целью устранения основной причины (гидравлической связи вскрываемых пород со стволом бурящейся скважины), нарушающей технологию и снижающей показатели строительства и эксплуатации скважин и особенно герметизацию ее заколонного пространства. Разработана карта поинтервальной гидроизоляции открытого ствола скважины по мере вскрытия каждого проницаемого горизонта с учетом обобщенных характеристик пласта, насыщающего флюида и кольматирующих агентов. С целью обеспечения герметичности заколонного пространства по тампонажному камню и его контактным зонам разработана технология разобщения пластов с использованием тампонажного раствора с добавлением в него гидрофобизи-рующей добавки «Кварц».

5. Разработан способ подземного складирования жидких отходов многотоннажных производств научно обоснован и апробирован а промысловых условиях Западной Сибири метод утилизации сточных, промышленных и бытовых отходов в Уватскую свиту верхнего мела (кровля - 560 м, подошва - 800 м).

5.1. Разработана конструкция специальной скважины с коррозионно стойкой эксплуатационной колонной из пластмассовых труб производства ОАО «Запсибгазпром», отработана технология их соединения, спуска в скважину и цементирования специальными тампонажными материалами, типа ПЦСУР.

5.2. Научно обоснована и решена проблема герметизации заколонного пространства специальной скважины разработкой комплексной технологии селективной изоляции проницаемых пластов по мере их первичного вскрытия с последующей оспрессовкой на давление, превышающее на 20% гидростатическое давление тампонажного раствора в конце цементирования. Тампонажный раствор за колонной в период превращения его в камень уплотняется вибрационным полем электрогидроакустическим излучателем, спускаемым в скважину на каротажном кабеле.

5.3. По мере загрязнения призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины рекомендована ее очистка электрогидроакустическим излучателем при переменных депрессиях и репрессиях.

6. Разработан реальный проект «Технологическая схема разработки Тев-ризского месторождения» с проектными решениями по использованию недр после извлечения запасов углеводородов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Аржанов, Андрей Феликсович, Тюмень

1. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.

3. Шевцов В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.

4. Бабаян Э.В., „Булатов А.И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин. М.: 1982. 64 с. (Обзор информ. Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ; Вып. 17).

5. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. Л.: Недра, 1977. 503 с.

6. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. М.: Стройиздат, 1971. 364 с.

7. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах: Справочник / Е.И.Баюк, И.С.Томашевская, В.М.Добрынин и др.; Под ред. М.П.Воларовича. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. - 255 с.

8. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М., «Недра», 1972, с. 360.

9. Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. 267 с.

10. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.

11. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 267 с.

12. Упрощение и облегчение конструкций скважин (Материалы выездной сессии Технического совета). М., Гостоптехиздат, 1957. с. 124.

13. Мальков Н.А., Шацов Н.И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. с. 115.

14. Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961. с. 282.

15. Регулирование перепада давления в зоне разрушения породы при бурении нефтяных и газовых скважин / Штур В.Б., Мавлютов М.Р., Филимонов Н.М., Абдуллин Р.А. (Обзор, информ. Сер. Бурение). - М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 20. - 43 с.

16. Колий B.C., Танкибаев М.А., Альсеитов Б.Д. и др. Гидродинамические давления, возникающие в процессе проводки скважин, и их влияние на устойчивость приствольной зоны. М., 1980, с. 32.

17. Применение экспресс-методов для исследования скважин / Поляков В.Н., Ситдыков Г.А., Валямов Р.Г., Шеина Э.М. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1969, № 11, с. 29-32.

18. Опыт проведения работ по исследованию проницаемых пород и их изоляции / Поляков В.Н., Ситдыков Г.А., Валямов Р.Г. и др. Тр. УфНИИ. Уфа, 1970, вып. 26, с. 82-90.

19. Абдрахманов Г.С., Ибатуллин Р.Х., Родкин А.А., Зайнуллин А.Г. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин. -(Обзор, информ. Сер. Бурение). М.: ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 10(72). - 48 с.

20. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алексеев JI.A., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

21. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

22. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважин / М.Р.Мавлютов, Х.И.Акчурин, С.В.Соломенников и др. М.: Недра, 1997. 123 с.

23. Ипполитов В.В. Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин // Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. Тюмень, 2002. е.- 321.

24. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // Нефтяное хозяйство. 1984. № 6. С. 7-10.

25. Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин. / Геология нефти и газа. М.: Недра, 1991, № 3, с. 32-34.

26. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. 304 с.

27. Семенякин B.C., Балабешко В.В., Поляков Г.Г. Определение гидростатических давлений в глубоких скважинах // Нефтяное хозяйство. 1984. №6. С. 5-7.

28. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.

29. Поляков В.Н., Колокольцев В.А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. 1972, № 4. С. 4244.

30. Поляков В.Н., Колокольцев В.А. Сравнительный анализ расчетных зависимостей по определению величин гидродинамическихдавлений при спуске инструмента // Тр. / БашНИПИнефть. Уфа, 1974. Вып. 39. С. 85-93. '

31. Сукуренко Е.И., Бондарев В.И. Новые опытные данные о колебаниях гидродинамического давления в процессе бурения нефтяных и газовых скважин // Бурение и разработка нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1967. С. 43-47 (Тр. / КФВНИИ; Вып. 18).

32. Cannon G.E. Changes in Hydrostatik Pressure due to Withdrawing Drill Pipe from Hole. API Drilling and Production Practice. 1934. P. 42-47.

33. Cardwelle W.T., Pressure Changes in Drilling Wells Caused by Pipe movement API Drilling and Production Practice. P. 97-112.

34. Поляков B.H. Промысловые и теоретические исследования нестационарных гидродинамических процессов в системе «скважина -пласт» при спуске инструмента // Тр. БашНИПИнефть. 1975. Вып. 45. С. 44-49.

35. Лэл М. Расчет давлений при спуско-подъемных операциях // Нефть, газ и нефтехимия. 1984. № 9. С. 24-29.

36. Разработка газонасыщенных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г.В., Рейтенбах Г.Р., Трегуб Н.Н. и др. М.: Недра, 1984. - 208 с.

37. Гукасов Н.А., Пирвердян A.M. Об определении гидродинамического давления на забое скважины при спуско-подъемных операциях // Нефтяное хозяйство. 1956. № 9. С. 22-24.

38. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В.Н.Поляков, Р.Р.Лукманов, А.У.Шарипов и др. // Бурение: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. №9. С. 8-12.

39. А.с. 819306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в БИ. 1981. № 13.

40. Щелкачев В.Н., Лалук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

41. Аравин В.И., Нумеров С.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде. М.: ГИТТЛ, 1953. - 616 с.44.

42. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. С. 278.

43. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. :Автореф. Дис. к.т.н. Ивано-Франковск : 1970.

44. Малеванский В.Д. Открытие газового фонтана и борьба с ними.-М.: Гостехиздат. 1968. 212 с.

45. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния контракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. //Нефтяная и газовая промышленность, 1970. № 3. С. 18-21.

46. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновения каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. //ГП. М.: Недра, 1970. №2. С. 3-6.

47. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. //НТО. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. месторождений. М., 1977. - 52 с.

48. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика / Уч. пособие. -М.: Недра, 1972. 360 с.

49. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Диссерт. на соискание ученой степени д-ра техн. наук.- Уфа, УНИ, 1987, 479 с.

50. Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии // Л.И.Рябова, В.М.Кравцов, А.КБулатов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов // Бурение: Реф. науч

51. Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. М.: Госэнергоиздат, 1955. 230 с.

52. Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде. Тр. / АН УзССР, отд. техн.наук, 1976. - с. 69-73.

53. Булатов А.И., Бабаян Э.В., Видовский А.Л. и др. О гидростатическом давлении в стволе скважины, заполненной глинистым раствором. // НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1975. № 2. С. 27-29.

54. РД 39-0147585-136-96. Технология формирования непроницаемого экрана в приствольной зоне коллектора при строительстве скважин: Утв. АО «Татнефть» 23.04.96.Альметьевск, 1996.- 8 с.

55. Ковязин Н.И. Разработка технологии и технических средств акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью повышения качества разобщения пластов. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн.наук, Тюмень, 1995.-24 с.

56. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин. -Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1989.-374 с.

57. Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья. Автореферат дис. на соискание ученой степени д-ра. техн. наук, Тюмень, 1999. -65 с.

58. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях.М.: Недра, 1989, -228 с.

59. Белов В.Н., Карпов В.М., Шевалдин И.Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.

60. Технология бурения глубоких скважин /Под редакцией М.Р. Мавлютова, М.,Недра, 1982 .

61. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологий подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1,992. -609 с.

62. Крылов Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- № 5,-С. 12-14.

63. Крылов Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами. НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 1993, №5- С. 14-16.

64. Курочкин Б.М., Прусова H.JI. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. // Обз. инф. Сер. Бурения. М: ВНИИОЭНГ, 1987.-Вып.7.- 55 с.

65. Мельников Ю.В., Утробин А.С., Смолянинов В.Г. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при проведении технологических операций в этой колонне //НТС. Бурение, 1977.-№4.

66. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C.- М.: Недра, 1996.-234 с.

67. Способ интенсификации добычи нефти /Смирнов А.В., Лысенко В.А., Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н. и др. 7 Решение ВНИИГПЭ о выдаче патента по заявке № 98/ 05677/ 03 (006688) с приоритетом от 06.04.98.

68. Ишкаев Р.К. Исследование и разработка технологий изоляции водопритоков при первичном вскрытии продуктивных пластов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки: Дис. . канд. техн. наук. -Тюмень, 1998.- 151 с. ДСП.

69. Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Дезинтеграторная технология получения тампонажных материалов для СП «Вьетсовпетро» // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы междунар.науч.-техн.семинара. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.- 45 с.

70. Файзуллин Р.Н. Изоляция высокопроницаемых пластов при первичном вскрытии // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф.- Тюмень: Запсибгазпром, 1999.

71. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.М., Недра 1988,-224с.

72. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении.-М.:ВНИИОЭНГ, 1987.

73. Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978.-247 с.

74. Зильберман В.И., Дегтев Н.И., Ульянов М.Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- № 12.- С. 16-20.

75. Колесников Н.А., Волонсевич С.А., Сафронов В.А. О влиянии отрицательного дифференциального давления на эффективность разрушения пород // НТЖ. Нефтяное хозяйство, 1983. № 6. - С. 12-14.

76. Амиян В. А., Васильева Н. П., Джавадян А. А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. (Обзор инфор. Сер. Нефтепромысловое дело). - М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-78 с.

77. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256с.

78. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. - Уфа: КИТАП, 1999. - 304с.

79. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212 с.

80. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири /Ю.Н.Вершинин, В.М.Возмитель, А.Т.Кошелев и др. // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М. :ВНИИОЭНГ, 1992. 65с.

81. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М., ОАО Типография «Нефтяник», 1998, 160с.

82. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчиваня скважин на продуктивность //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№5,-С. 45-48.

83. Лозин Е.В., Ованесов М.Г., Брагин Ю.И. и др. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней стадии разработки скважин // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1982,- Вып. 25 (49).-28 с.

84. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М.Дошелев А.Т. и др.Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1992,- 68 с.

85. Блашевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение РИР в скважинах в сложных гидродинамических условиях // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 53 с.

86. Назарова В.И., Сидоров Т.К., Пыльцина И.В. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин освоения // Обз. инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- Вып. 9 (92) 56 с.

87. Петров Н.А., Кореняко А.В., Типикин С.И. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона // Обз. инф. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- 68 с.

88. Афанасьев А.В., Горбунов А.Г. Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975.-215 с.

89. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М., КУБК-а, 1997. 351с.

90. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дис. . д-ра. техн. наук. -Уфа, 1984.- 405 с.

91. ЮО.Катеев И.С., Юсупов И.Г., Ибатуллин Р.Х. и др. Из опыта крепления нефтяных и газовых скважин в Татарии. г. Казань: Татарское книжное изд-во, 1981. - 104 с.

92. Мавлютов М.Р., Полканова А.В., Нигматуллина А.Г., Горонович С.Н. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении // ОИ. Сер. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. М.: ВИЭМС, 1990. -21 с.

93. Ю2.Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. -304 с.

94. Лебедев О.А., Саркисов М.М., Александров В.Б., Желтухин Ю.Л. Влияние конструкции забоя на: добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-№ 12.-С. 42-44.

95. О&цэство с ограниченной ответственностью1. ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ"

96. Открытое Акционерное Общество1. УДК .гос. регистрации Инв. № .

97. Особые отметки: конфиденциально, экз. №

98. УТВЕРЖДАЮ: Генеральный директор доктор техн. наук, профессор, академик AJUJ РФ1ЛОВ1. ОТЧЕТо НИР

99. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЗРАБОТКИ ТЕВРИЗСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРОЕКТНЫМИ РЕШЕНИЯМИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР ПОСЛЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

100. Ответственные исполнители:

101. Зав. лабораторией разработки газоконденсатных залежей

102. Ст. преподаватель кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ, канд. техн. наук С\1. Nv1. А.Н. Нестеренко2003 г.1. А.Ф. Аржанов2003 г.1. Тюмень 2003 г.1. СОДЕРЖАНИЕ1. ВВЕДЕНИЕ.

103. ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ,

104. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

105. Литолого-физическая характеристика.13. Характеристика залежей.

106. Основные параметры продуктивного пласта.

107. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов.,

108. Запасы углеводородного сырья.

109. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

110. Обоснование расчетной модели.

111. Технологические показатели разработки.1. ЗАКЛЮЧЕНИЕ.1. ВВЕДЕНИЕ

112. В данной работе рассмотрены вопросы разработки газового месторождения, по объему запасов углеводородного сырья относящегося к малым, последующей закачки в него жидкого агента после извлечения запасов газа и обратного отбора закачанного флюида.

113. ГЕОЛОГО ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

114. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

115. Породы триасовой системы по своему составу являются аналогом палеозойских, общая их толщина составляет 60-70 м.1. Юрская система

116. Толщина отложений свиты 40-50 м.

117. Отложения георгиевской свиты Mem) в скважине № 1 вскрыты в интервале 2348-2366 м и представлены темно-серыми известковистыми аргиллитами. Толщина 10-15 м.

118. Куломзинская свита (Kib~) залегает в основании меловых отложений, и в скважине 1 вскрыта в интервале 1997-2306 м. Представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

119. Аргиллиты темно-серые, алевритовые, крепкие, участками сидеритезированные. Алевролиты зеленовато-серые, серые, песчанистые. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, иногда известковистые.

120. Толщина отложений куломзинской свиты 300-320 м.

121. Тарская свита (Kjv) сложена песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, участками известковистые. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, плотные, встречаются обломки раковин.

122. К отложениям тарской свиты приурочены пласты Бм. Толщина свиты около 100 м.

123. Глины темно-серые, серые, зеленые, редко с буроватым оттенком, аргиллитоподобные. Песчаники и алевролиты серые, светло-серые с зеленоватым оттенком, разнозернистые. По всей свите встречаются известковистые включения. Толщина свиты 310-340 м.

124. Отложения алымской свиты (Kia) в скв. № 1 вскрыты в интервале 1489 1585 м. Цитологически осадки свиты представлены аргиллитами темно-серыми, серыми с редкими прослоями серых алевролитов. Толщина 95м.

125. Общая толщина покурской свиты составляет 620-650 м.

126. Ранее выделявшаяся березовская свита в новой стратиграфической схеме разделена на две: ипатовскую и славгородскую.

127. Славгородская свита ("Кзкт) сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, с прослоями глинистых опок, глауконитовых алевролитов и песчаников, характерно наличие пиритизирован-ных водорослей, включений пиритов. Толщина 40-50 м.

128. Ганькинская свита (K^m+Pjd) в разрезе скважины № 1 встречена на глубине 590 м. Цитологически представлена глинами зеленовато-серыми, известковистыми, алевритистыми. Толщина 135-140 м.1. Палеогеновая система

129. Талицкая свита (Pj'+Pj2) представлена глинами серыми, участками с буроватым и зеленоватым оттенками, с многочисленными присыпками и линзами более светлого алевритового материла. Толщина 60 м.

130. Люлинворская свита (ТМ представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, участками опоковидными, с редкими маломощными прослоями песков серых мелкозернистых и алевролитов. Толщина 160 м.

131. Четвертичные отложения (Q)

132. Четвертичные отложения распространены в пределах описываемой территории повсеместно и представлены желтовато-серыми глинами, песками и супесями. Толщина до 20 м.

133. Литолого-физическая характеристика

134. Керном охарактеризована нижняя часть куломзинской свиты, сложенная песчаниками и алевролитами ачимовской толщи, перекрытыми аргиллитами.

135. Обломочный материал составляет 75 92 % породы, цемент - 8 - 25 %. Обломки хорошо- и среднеотсортированные, полуугловатые, полуокатанные; в их составе преобладают кварц, и полевые шпаты, в количестве от 5 % присутствуют слюды.

136. Кварц наблюдается в зернах неправильной вытянутой и субизометрической формы, с четкими и растворенными контурами, с прямым и волнистым угасанием, нередко с хорошо выраженными каемками регенерации.

137. Полевые шпаты имеют зерна неправильной, призматической, таблитчатой формы; по ним в разной степени развит пелитовый материал, кальцит.

138. О б л о м к и пород имеют неправильную, часто вытянутую форму, представлены глинистыми и слюдистыми сланцами, микрокварцитами, в основной массе эффузивами кислого и основного состава, кремнием, хлоритизированными и каолинизированными обломками.

139. Слюды буроватого, зеленоватого цвета, деформированы, расщеплены по спайности, распачкованы, аморфизированы, хлоритизированы, карбонатизированы.

140. Из акцессорных минералов встречены апатиты, гранат, циркон, сфен, турмалин,анатаз.

141. Эпигенетические изменения песчаников проявились в изменении и деформации слюд, во взаимном приспособлении зерен, растворении контуров, регенерации зерен кварца и полевых шпатов, развитии вторичного коалинита, кальцита.

142. Цемент по типу порово-пленочный, участками соприкосновения, базальный. Состав его хлорит-коалинитовый с гидрослюдой, коалинит-карбонатный и карбонатный с примесью хлорита и гидрослюды. Карбонаты представлены, в основном, кальцитом, меньше — сидеритом.

143. Значения открытой пористости песчаников находятся в пределах 3 22 %, проницаемости0.2-9.5 мД.

144. Алевролиты серого цвета, мелко-, крупно- и разнозернистые, единично глинистые, однородные и слоистые за счет прослоев аргиллитов и песчаников, а также намыва растительного материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, пологоволнистая.

145. Под микроскопом породы обнаруживают алевритовую структуру и несовершенную микрослоистую текстуру, обусловленную неравномерным распределением растительного и глинистого материала, ориентированным расположением слюды.

146. Аргиллиты темно-серого и серого цвета, однородные и горизонтальнослоистые за счет прослоев (мощностью до 0.5 5.0 м), алевролитов, песчаников и намывов растительного материала по наслоению. Породы плотные, с ровным и полураковистым изломом.

147. Под микроскопом аргиллиты обнаруживают пелитовую и алевропелитовую структуру, однородную и микрослоистую текстуру.

148. Руководящий комплекс аутигенных минералов для аргиллитов сидерит (0.6 44 %) - пиритовый (35.4 - 96 %) с неповсеместным развитием доломита-анкерита (0.4 -3.4 %) и фосфоросодержащих минералов (0.3 - 0.9 %).13. Характеристика залежей

149. Месторождение открыто в 1971 г. параметрической скважиной № 1.

150. В скважине № 4 пласт Ач^ водонасьпцен, а в скважине № 3 притока пластового флюида из него не получено.

151. На северо-западной залежи по результатам испытания и каротажу скважины № 2 положение ГВК определено на абс. отметке -2209.0 м. Размеры залежи составляют при этом 3.3 х 1.0 км., высота—17.8 м.

152. По типу обе залежи пластовые, сводовые, водоплавающие.

153. Основные параметры продуктивного пласта

154. На северо-западной залежи в скважине № 2 исследовано 28 образцов, из них проницаемые породы охарактеризованы 21 образцами. Среднеарифметическое значение пористости составило 16.7 %, проницаемости — 4.3 мД, остаточная водонасыщенность — 49 % .

155. Наибольшая общая толщина пластов А41.5 вскрыта на юго-восточном куполе скважиной № 1, где она составляет 60.2 м. На северо-западном куполе толщина его сокращается за счет выклинивания нижней пачки песчаников до 53.2 м в скв. 2 и 39 м в скв. 4.

156. Эффективная толщина в юго-восточной залежи составляет 31.0 м (скв. 1), на северозападной — 18.0 и 18.4 м соответственно в скважинах 2 и 4. Газонасыщенная толщина в скважине № 1 составляет 9.8 м, в скважине № 2 — 13.0 м.

157. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов

158. Лабораторные исследования по определению начального состава пластовой смеси и ее изменения при снижении давления не проводились. Выполнены лишь анализы составов проб газа и конденсата, отобранных на устье скв. 1 и 5.

159. По классификации Сулина пластовые воды продуктивных отложений, к которым приурочены залежи углеводородов, в основном, гидрокарбонатно-натриевого типа. И только в пробах 192 и 290 определен хлоркальциевый тип воды.

160. Запасы углеводородного сырья3

161. Запасы газа подсчитанные объемным методом, составили 0.636 млрд. м . В связи с малыми объемами запасов их в ГКЗ не представляли.

162. Купол Принятые подсчетные параметры Запасы газа, млрд. м3площадь, км2 эфф. газонасьнц. мощность, м коэффициенты пористость г-насьпц.

163. Сев.-зап. 2.8 7 0.17 0.52 0.328

164. Юго-вос. 2.55 5 0.17 0.52 0.308

165. Всего 5.35 6 0.17 0.52 0.636

166. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

167. Обоснование расчетной модели

168. Для прогноза технологических показателей разработки месторождения построена трехмерная геолого-технологическая модель с помощью программного пакета GRID (Schlumberger).

169. На основе данных по пробуренным поисково-разведочным скважинам задано распределение фильтрационно-емкостных параметров (пористость, проницаемость) по ячейкам гидродинамической сетки.

170. Сеточная аппроксимация газонасыщенности в трехмерной модели представлена на рисунках 2.1 2.2. Схематический разрез продуктивного пласта А41.5 на рисунке 2.3.

171. Технологические показатели разработки

172. Для добычи газа будут использоваться скважина 1 вскрывшая продуктивные отложения на Юго-Восточном куполе месторождения и скважина 2 - вскрывшая продуктивные отложения на Северо-Западном куполе.

173. Конструкция скважин включает:- направление 0 324 мм, глубина спуска 100 м;- кондуктор 0 219 мм, глубина спуска 600 м;- эксплуатационную колонну 0 146 мм, проектная глубина спуска 2310 м.

174. Цементирование всех колонн должно осуществляться с подъемом цемента до устья.

175. В скважину спускаются лифтовые трубы 0 2".

176. Устье скважины оборудуется колонной головкой ОКК1-350-146х219 и фонтанной арматурой АФК6-80/65Х35.

177. Рисунок 2.1- Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Северо-Западного купола.

178. Рисунок 2.2 Сеточная аппроксимация газонасыщенности в залежи Юго-Восточного купола.141. О.ЗЭ 0.44

179. Рис. 2.3 Схематический геологический разрез пласта АЧ1.5.

180. В связи с отсутствием в газе агрессивных компонентов, осложнений процесса эксплуатации, связанных с коррозией технологического оборудования не предполагается.

181. В процессе эксплуатации скважины, особенно при выводе ее на постоянный температурный режим, возможно образование гидратов в стволе и наземных коммуникациях. Для предотвращения этих осложнений необходимо предусмотреть подачу метанола на устье скважины.

182. Прогноз технологических показателей выполнен с использованием программного комплекса ECLIPSE 100 (Schlumberger).

183. Как показали расчеты за 20 лет разработки из залежи Юго-Восточного купола (скв. 1) будет извлечено 250 млн.м3 газа (или 81 % от начальных запасов), из залежи Северо-Западного куполаоскв. 2) будет извлечено 237 млн.м газа (или 72 % от начальных запасов).

184. Распределение газо- и водонасьпценности в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.4 2.13.

185. Продолжительность периода закачки принята равной 10 лет.о

186. За этот период в залежь Юго-Восточного купола (скв. 1) будет закачано 172 тыс.м жидкоости, в залежь Северо-Западного купола (скв. 2) будет закачано 101 тыс.м жидкости.

187. Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.14 2.19.

188. После окончании закачки в пласт жидкого агента на месторождении организуется его обратное извлечение. Извлечение агента производится через скважины 1 и 2 с помощью электрических центробежных насосов.

189. Продолжительность периода обратного отбора принята равной 10 лет.о

190. Распределение насыщенности ячеек модели газом, водой и нагнетаемым агентом в залежах на различных временных шагах представлено на рисунках 2.20 2.25.

191. Технологические показатели разработки по скважинам 1 и 2 представлены в таблицах 2.1 и2.2.