Повышение эффективности заканчивания скважин с учетом геомеханики и гидродинамики продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, доктор наук Чернышов Сергей Евгеньевич

• Чернышов Сергей Евгеньевич
• доктор наук
• 2022

Оглавление диссертации доктор наук Чернышов Сергей Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Современное состояние проблемы повышения эффективности технологий заканчивания нефтедобывающих скважин

1.1 Особенности геолого-технических условий бурения и заканчивания нефтяных скважин месторождений Пермского края и Западного Казахстана

1.2 Анализ эффективности применяемых тампонажных материалов для цементирования эксплуатационных колонн

1.3 Качество скважин как объекта эксплуатации при различных методах вторичного вскрытия продуктивных пластов

1.4 Обоснование цели и задач исследований

Выводы к главе

ГЛАВА 2 Тампонажные материалы для создания герметичной крепи эксплуатационных колонн

2.1 Обоснование выбора сырьевых компонентов для получения специальных тампонажных материалов

2.2 Методика проведения экспериментальных исследований

2.3 Обоснование выбора модифицирующих добавок к тампонажным составам

2.3.1 Разработка модифицирующих добавок для повышения прочности и адгезии цементного камня

2.3.2 Разработка расширяющих добавок к тампонажным составам

2.3.3 Оценка влияния расширяющих добавок на свойства тампонажных растворов и камня

2.4 Обоснование рецептур специальных расширяющихся тампонажных составов для конкретных геолого-технических

условий цементирования

2.5 Разработка математических моделей основных технологических свойств тампонажных составов

2.5.1 Математическая модель показателя фильтрации

2.5.2 Математическая модель растекаемости

2.5.3 Математическая модель пластической вязкости

Выводы к главе

ГЛАВА 3 Научное обоснование выбора метода вторичного вскрытия продуктивных пластов

3.1 Состояние крепи скважины после применения «традиционных» методов вторичного вскрытия продуктивных пластов

3.2 Геомеханическое обоснование эффективности применения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации

3.2.1 Модель напряженно-деформированного состояния терригенного коллектора порового типа

3.2.2 Исходные данные для расчета околоскважинной зоны

3.2.3 Анализ напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны

3.3 Оценка эффективности ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации

Выводы к главе

ГЛАВА 4 Научное обоснование и разработка технических средств и материалов для проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации

4.1 Совершенствование конструкции гидропескоструйного перфоратора и разработка блока ориентации

4.1.1 Расчет скорости гидроабразивного износа проточной полости гидропескоструйного перфоратора

4.1.2 Моделирование гидроабразивного износа деталей гидропескоструйного перфоратора и блока ориентации

4.1.3 Оценка гидроабразивного износа деталей

4.2 Разработка блока ориентирования для формирования направленных щелевых каналов

4.3 Конструкции гидропескоструйного перфоратора и блока ориентации

4.4 Разработка состава технологической жидкости для выполнения ориентированной щелевой перфорации

4.5 Методические рекомендации по проведению ориентированной щелевой гидропескоструйной

перфорации

Выводы к главе

ГЛАВА 5 Результаты опытно-промышленного внедрения разработанных технических средств, материалов и научно обоснованных методик

5.1 Оценка эффективности применения разработанных тампонажных составов

5.2 Результаты внедрения разработок на месторождениях Западного Казахстана

5.3 Программный продукт по математическому моделированию основных технологических свойств тампонажных составов

5.4 Результаты внедрения технических средств и материалов для проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации

5.5 Нормативно-техническая документация

Выводы к главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ТОМ 2 ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Тампонажные составы, модифицирующие добавки и материалы для повышения качества крепления обсадных колонн

нефтяных скважин

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.1 Технические условия производства расширяющей добавки для нормальных и умеренных температур «ДРС-

НУ»

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.2 Технические условия производства добавки

для повышения прочности цементного камня «ДПА-У»

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.3 Технические условия производства специальных облегченных тампонажных составов ОТС-4, ОРТС-4,

ОТС-5, ОРТС-5

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.4 Технические условия производства специальных облегченных тампонажных составов ОТС-6, ОРТС-6,

ОТС-7, ОРТС-7

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.5 Технические условия производства расширяющихся тампонажных составов РТС-50, РТС-75

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.6 Технические условия производства абразивного буферного состава для нормальных и умеренных

температур «АБС»

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.7 Технические условия производства вытесняющего буферного состава для нормальных и умеренных

температур «ВБС»

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.8 Технические условия производства моющего

буферного состава для нормальных и умеренных температур «МБС»

ГЛАВА 2 Проведение цементировочных работ с применением

разработанных специальных материалов

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.1 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения «Жаркум»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.2 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения

«Арыстановское»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.3 Программы работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождений Пермского

края (Беляевское, Красносельское)

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.4 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения

«Серноводское»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.5 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения

«Амангельды»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.6 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения «Каракудук»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.7 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения «Северные

Бузачи»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.8 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения

«Каражанбас»

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.9 Программа работ по цементированию эксплуатационной колонны на скважинах месторождения «Шагырлы-

Шомышты»

ГЛАВА 3 Гидропескоструйный перфоратор и блок ориентации для проведения ориентированной щелевой

гидропескоструйной перфорации

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.1 Техническое задание на экспериментальные

образцы «Гидропескоструйный перфоратор»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.2 Техническое задание на экспериментальные

образцы «Гидропескоструйный перфоратор». Дополнение №2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.3 Техническое задание на экспериментальные образцы «Гидропескоструйный перфоратор и блок ориентации (ГП и

БО)»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.4 Эскизная конструкторская документация

ЭКД-001 «Экспериментальные образцы ГП и БО»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.5 Конструкторская документация «Гидропескоструйный перфоратор и блок ориентации на различные

типоразмеры и области применения»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.6 Конструкторская документация «Стенд для экспериментальной проверки гидропескоструйного перфоратора и

блока ориентации»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.7 Акты изготовления экспериментальных образцов гидропескоструйного перфоратора, блока ориентации и

стенда для их экспериментальной проверки

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.8 Паспорт ГП-00.000ПС на Перфоратор

гидропескоструйный

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.9 Техническое задание на выполнение опытно-конструкторских работ по теме «Гидропескоструйный перфоратор и

блок ориентации на различные типоразмеры и области применения»

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.10 Технические требования по разработке

гидропескоструйного перфоратора и блока ориентации

ГЛАВА 4 Документация по проведению ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации в промысловых

условиях

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.1 Руководство по эксплуатации блока

ориентации

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.2 Программа работ и рекомендации по проведению ориентированной щелевой гидропескоструйной

перфорации

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.3 Регламент по проведению ориентированной

щелевой гидропескоструйной перфорации на скважине

ГЛАВА 5 Технико-экономической обоснование и

марекетинговые исследования ОЩГПП

ПРИЛОЖЕНИЕ 5.1 Технико-экономическое обоснование

разработки продукции

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. 2 Отчет о маркетинговых исследованиях

ГЛАВА 6 Акты внедрения результатов научных

исследований

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.1 Акт внедрения разработок на месторождениях Северные Бузачи, Каражанбас и Каракудук в

Республике Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.2 Акт внедрения разработок на

месторождениях Беляевское и Красносельское в Пермском крае

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.3 Акт внедрения разработок на

месторождениях Самарской области

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.4 Акт внедрения разработок на месторождениях Арыстановское, С.Бузачи, С.Каражанбас в Республике

Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.5 Акт внедрения разработок на месторождениях Арыстановское, Аккар, Морское, Теньге, Нуржанов Северо-Восточное, С.Балгинбаев, Кульжан, Каламкас, Кара-Арна, Анабай, Жетыбай, Матин, Айракты, Елемес, Айранколь, Хаиркелды Северный, Бозой, Кырылмылтык, Акшабулак, Восточный Макат,

В.Досмухамбетовское, Каратурым в Республике Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.6 Акт внедрения разработок на месторождениях Каражанбас, Шагырлы-Шомышты, Айракты,

Амангельды, Каратон в Республике Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.7 Акт внедрения разработок на месторождениях Шагылры-Шомышты, Елемес, Айранколь, Кара-Арна, Западный Новобогат, Ю.В. Новобогатинское, Аккудук, Актобе

Западный в Республике Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.8 Справка о промышленном внедрении разработок на месторождениях Каламскас и Жетыбай в Республике

Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.9 Акт внедрения разработок в Республике

Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.10 Акт внедрения разработок на месторождениях Ащыагар, Жоламанов, Еспелисай и Прорва в

Республике Казахстан

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.11 Справка о внедрении разработок в Республике Казахстан

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности заканчивания скважин с учетом геомеханики и гидродинамики продуктивных пластов»

Актуальность темы исследования

На современном этапе развития техники, технологий и материалов для строительства скважин нефтяные компании обладают возможностями для достижения максимальных технико-экономических показателей (ТЭП) бурения и заканчивания и последующей эксплуатации скважин. Однако часто максимальные или потенциальные ТЭП достигаются применением современных разработок либо при строительстве скважин, либо при эксплуатации, и в целом эти этапы «жизни» скважины, как капитального сооружения, рассматриваются отдельно друг от друга.

Особенно остро вопрос совместного изучения проблем строительства и добычи углеводородов встает на этапах заканчивания скважин и ввода их в эксплуатацию. Все чаще возникают проблемы ранней обводненности продукции, которые, в том числе, связаны с нарушением герметичности крепи при вторичном вскрытии продуктивных объектов. Имеется потребность решения задач, которые находятся в области компетенций разных научных направлений, таких как задача подготовки скважин на этапе заканчивания к проведению мероприятий по повышению нефтеотдачи в будущем с учетом геомеханической и гидродинамической моделей конкретного месторождения или конкретной залежи.

Основной задачей на начальной стадии рассматриваемого этапа строительства скважин является формирование долговечной, прочной и герметичной крепи. В частности, состояние цементного кольца за обсадной колонной напрямую влияет на герметичность разобщения продуктивных и водоносных горизонтов между собой, изоляцию обсадных колонн от негативного влияния пластовых флюидов. Низкое качество крепи скважины приводит к возникновению межколонных давлений, появлению грифонов, межпластовым перетокам и преждевременному обводнению продуктивных пластов.

При этом необходимо учитывать, что одним из главных направлений повышения качества заканчивания скважин является решение задачи по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) флюидосодержащих пластов.

Одновременно с этим традиционно применяемый метод кумулятивной перфорации (более 95 % скважин) не обеспечивает сохранность крепи скважин и

способствует образованию заколонных перетоков в результате разрушения цементного камня за обсадными трубами. Все чаще вторичное вскрытие продуктивных пластов проводят щадящими методами, которые, кроме обеспечения сохранности крепи скважин, позволяют, в ряде случаев, повысить их продуктивность. Однако, чтобы эффективность данных методов не снижалась, на этапе цементировочных работ должна быть получена герметичная крепь скважины. Анализ промысловых данных показывает, что в случае применения кумулятивной перфорации, особенно с большой массой взрывчатого вещества, начальная обводненность скважин в первые 3-6 месяцев эксплуатации может достигать 6598 %.

Повышение продуктивности скважин может быть достигнуто решением задач по снижению среднего эффективного давления горных пород коллектора вблизи ствола скважины применением щелевого вскрытия продуктивных пластов и, как следствие, восстановлению исходной проницаемости. В случае применения кумулятивной перфорации проницаемость может снижаться более чем на 50 % от исходных значений. Кроме этого, важно определить оптимальное направление щелевых каналов, с учетом геолого-геомеханической и гидродинамической модели продуктивного объекта, при этом появляется возможность подготовки скважины к проведению работ по увеличению нефтеотдачи в будущем для повышения их эффективности.

Степень разработанности темы

Большой вклад в решение проблем повышения эффективности работ на этапе заканчивания скважин внесли российские и зарубежные исследователи А.И. Булатов, В.С. Данюшевский, Д.Ф. Новохатский, М.Р. Мавлютов, Н.Х. Каримов, М.О. Ашрафьян, Ф.А. Агзамов, В.П. Овчинников, Н.И. Николаев, Л.И. Рябова, С.А. Рябоконь, П.А. Ребиндер, Maurice I., Mitchell, J., Lunan, B., G. Abbas, W.T. Bell и др.

Очевидно, что вышеуказанные проблемы требуют всестороннего глубокого изучения, и фундамент для успешного решения подобных тесно взаимосвязанных задач, находящихся зачастую на стыке нескольких дисциплин, необходимо закладывать на этапе заканчивания скважин, разработкой и реализацией комплекса

новых научно обоснованных технологических решений, технических средств и материалов.

Несмотря на достаточно большой объем исследований по данным направлениям, проблема повышения эффективности заканчивания скважин, с обеспечением условий для достижения потенциальных технико-экономических показателей будущей их эксплуатации, является актуальной и решение вышеизложенных задач имеет важное значение для экономики страны.

Цель работы - повышение качества и эффективности работ на этапе заканчивания нефтяных и газовых скважин разработкой и апробацией комплекса технических средств, материалов и научно обоснованных методик.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение геолого-технических условий заканчивания скважин на месторождениях Пермского края и Западного Казахстана, оценка качества цементирования обсадных колонн современными тампонажными материалами, эффективности разобщения водо- и нефтесодержащих пластов, анализ технических средств и методов вторичного вскрытия продуктивных пластов, представленных терригенными коллекторами порового типа. Обоснование рабочей гипотезы.

2. Научное обоснование и совершенствование составов модифицирующих реагентов для управления основными технологическими свойствами специальных тампонажных материалов.

3. Исследование свойств тампонажных составов и разработка рецептур цементных растворов с регулируемыми технологическими свойствами. Разработка математических моделей основных технологических свойств тампонажных составов и программного продукта для оперативного управления ими, подбора оптимальных рецептур с учетом геолого-технических условий ведения цементировочных работ и требований проектно-технологической документации.

4. Разработка модели распределения нагрузок на крепь скважины при проведении кумулятивной перфорации и обоснование применения методов вторичного вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранность крепи.

5. Разработка научно обоснованных технических решений, материалов и совершенствование технологии для проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации (ОЩГПП) при вторичном вскрытии продуктивных пластов, представленных терригенными породами-коллекторами порового типа.

6. Научное обоснование схемы размещения и направления ориентирования щелевых каналов при проведении вторичного вскрытия продуктивных пластов с учетом геолого-геомеханической и геолого-гидродинамической моделей рассматриваемых объектов разработки.

7. Разработка комплекса технических средств, тампонажных материалов и научно обоснованных методик для повышения эффективности работ на этапе заканчивания скважин снижением начальной обводненности продукции и повышения продуктивности при добыче запасов нефти, приуроченных к терригенным коллекторам порового типа.

Научная новизна работы

1. Разработаны математические модели реологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов для оперативной корректировки рецептур с учетом геолого-технических условий ведения цементировочных работ и требований проектно-технологической документации.

2. Научно обоснованы механизмы увеличения прочности и адгезии цементного камня с ограничивающими поверхностями при разработке комплексных упрочняющих добавок ДПА-У, а также научно обоснован выбор специальных модификаторов, позволяющих управлять кинетикой расширения цементного камня при разработке оксидных расширяющих добавок ДРС-НУ.

3. Получена модель распределения нагрузок на крепь скважины по высоте и доказано разрушение цементного камня за обсадными трубами при проведении кумулятивной перфорации. Интервал разрушения цементного камня от эпицентра взрыва достигает 60 м и более, при значении прочности на сжатие цементного камня 23,2 МПа и давлении, замеренном расстоянии 1, 20, 50, 75 и 100 м выше перфорационных зарядов, 166-659 кгс/см2.

4. Создана конечно-элементная модель околоскважинной зоны с учетом щелевой перфорации, выполнено численное моделирование напряженно-деформированного состояния в околоскважинной зоне при создании щелевых каналов, на основании результатов численного моделирования установлено снижение проницаемости более чем на 50 % от исходных значений. Научно обоснованы метод вторичного вскрытия щелевыми каналами и схема их размещения для восстановления проницаемости продуктивных горных пород до исходных значений.

5. Численным методом с применением разработанной конечно-элементной модели околоскважинной зоны определен дебит скважин при создании щелевой перфорации с учетом скорости фильтрации жидкости в каждом узле свободной поверхности щелей. Прирост продуктивности за счет создания щелевой перфорации составит около 23%, если не учитывать зависимость изменения проницаемости от напряжений, и около 31%, если учитывать данный эффект.

6. Научно обосновано применение комплексной обработки технологической жидкости для успешного проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации и восстановления проницаемости терригенных коллекторов порового типа.

7. Предложены научно обоснованные технические решения (конструкция перфоратора и блока ориентации) для проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном вскрытии продуктивных пластов, представленных терригенными коллекторами порового типа.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в следующем:

1. Изучено влияние модифицирующих добавок различного химического состава на основные технологические свойства и разработаны математические модели, описывающие реологические и фильтрационные свойства тампонажных составов с учетом термобарических условий ведения работ по цементированию обсадных колонн скважин.

2. Получена модель распределения нагрузок на крепь скважины при проведении вторичного вскрытия продуктивных пластов, доказано разрушение цементного камня за обсадными трубами при проведении кумулятивной

перфорации и установлена протяженность интервала разрушения цементного камня.

3. Развиты представления о напряженно-деформированном состоянии терригенных горных пород-коллекторов порового типа на базе модели околоскважинной зоны при формировании щелевых каналов на этапе вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1. Применение разработанных расширяющихся тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами и модифицирующих добавок на месторождениях России и Республики Казахстан при цементировании обсадных колонн (более 1000) нефтедобывающих скважин позволило в среднем на 20-35 % увеличить долю сплошного типа контакта цементного камня с обсадными трубами и горными породами.

2. Применение программного продукта СemRecipe на базе полученных моделей основных технологических свойств тампонажных растворов, для плотностей (1,87+0,03) г/см3 и температур (25+4) °С, позволило более чем в 2 раза сократить число лабораторных опытов при подборе рецептур для цементирования эксплуатационных колонн (подтверждено более чем на 120 скважинах).

3. Применение в качестве метода вторичного вскрытия продуктивных пластов технологии ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации позволяет:

- увеличить площадь фильтрации с 0,2 м2 на 1 м вскрытой продуктивной части (для кумулятивной перфорации) до 1,2 м2 при формировании щелевых каналов плотностью 4 щели на 1 м;

- восстановить проницаемость терригенных коллекторов порового типа до исходных значений в интервале формирования щелевых каналов и между ними по высоте;

- обеспечить сохранность крепи и предотвратить раннее обводнение продукции скважин.

4. Разработаны технологические инструкции и регламент по проведению ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации с применением новых гидропескоструйного перфоратора, блока ориентации и технологических

жидкостей.

5. Разработанные по результатам исследований рецептуры тампонажных составов, модифицирующие добавки и технологические рекомендации включены в программы работ по цементированию обсадных колонн, регламенты по приготовлению тампонажных растворов, буферных жидкостей сервисных компаний в России и Республике Казахстан.

6. Технические и технологические решения, предложенные в работе, позволяют проводить ориентированную щелевую гидропескоструйную перфорацию и начать производство перфораторов и блоков ориентации. Изготовлены опытные образцы гидроперфоратора и блока ориентации на базе специального конструкторского бюро ПАО «Мотовилихинские заводы» (г. Пермь).

7. Разработанные методические рекомендации и модель распределения нагрузок на крепь скважины при проведении вторичного вскрытия продуктивных пластов применяются сервисными компаниями в России и Республике Казахстан для оценки сохранности цементного камня за обсадной колонной при выборе массы взрывчатого вещества (ВВ) и плотности перфорации кумулятивными методами.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Содержание диссертационной работы по направлению научных исследований соответствует следующим пунктам паспорта специальности 2.8.2. Технология бурения и освоения скважин:

п. 1 «Изучение глубинного строения недр и термобарических условий; физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств горных пород; флюидов, насыщающих пласты».

п. 2 «Напряженное состояние нарушенного массива горных пород при бурении скважин, взаимодействие его с крепью на различных этапах строительства и эксплуатации скважин с целью разработки научных основ проектирования конструкции скважин и технологии бурения, прочностных расчетов обсадных колонн».

п. 3 «Физико-химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с целью разработки научных основ обоснования и оптимизации рецептур

технологических жидкостей, химических реагентов и материалов для строительства скважин».

п. 5 «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений».

Методология и методы исследования

Задачи решались с использованием теоретических и экспериментальных методов исследования основных технологических свойств тампонажных составов в соответствии с ГОСТ 26798.1-96, ГОСТ 26798.2-96, API Recommended Practice 10B, ISO 10426-2:2003, методов оценки изменения проницаемости горных пород-коллекторов после фильтрации различных технологических жидкостей на этапе заканчивания скважин, а также с применением специальных приборов и методик, разработанных специалистами кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.

Использовались методы планирования эксперимента, анализа результатов экспериментальных исследований, методы аналитического и численного моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Математические модели реологических, фильтрационных свойств и рецептуры тампонажных составов с регулируемыми технологическими свойствами, созданные с применением разработанных модифицирующих добавок, для повышения доли сплошного типа контакта цементного камня с сопредельными средами при креплении нефтяных и газовых скважин в условиях Пермского края и Западного Казахстана.

2. Методические решения и модель распределения нагрузок на крепь скважины при проведении вторичного вскрытия продуктивных пластов для определения сохранности цементного камня за обсадной колонной при выборе метода и типа технических средств перфорации.

3. Модель изменения напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны терригенных горных пород-коллекторов порового типа, схема размещения щелевых каналов и научное обоснование технологии ОЩГПП, обеспечивающей восстановление проницаемости околоскважинной зоны

продуктивных пластов, сохранность крепи и увеличение продуктивности скважин.

4. Комплекс новых научно обоснованных технических решений, рецептур

технологической жидкости и методических рекомендаций по проведению ОЩГПП терригенных горных пород-коллекторов порового типа.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов исследований обеспечивалась применением методов планирования эксперимента; моделированием условий близких к натурным; применением соответствующих современных методов лабораторных исследований, комплекса лабораторного и промыслового оборудования, прошедшего метрологическую аттестацию, и методов аналитического и численного моделирования; сопоставимостью результатов исследований и разработок с данными промысловых испытаний и промышленной апробации.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Конкурсе молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку в 2005, 2007 и 2009 годах, г. Пермь; Международной научно-технической конференции «Проблемы рационального природопользования» в 2008, 2016, 2019 годах, г. Пермь; Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» в 2006 и 2009 годах, г. Санкт-Петербург; Второй Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М.Р., Уфа, 2010; Научно-технических советах в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ПАО «Мотовилихинские заводы», ТОО «OilServicesCompany», ТОО «Онтустик мунайгаз» в 2013-2019 годах; Society of Petroleum Engineers - SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition, CTCE 2015. Азербайджан, г. Баку, 2015 г.; Круглом столе выставки ВУЗПРОМЭКСПО-2014 «Развитие технологий нефтегазодобычи: потенциал ведущих вузов», г. Москва, 2014 год; Научно-практической конференции «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014-2020 годы», ВУЗПРОМЭКСПО-2015, г. Москва, 2015 г.; Workshop (научном семинаре) в Университете города Абердин в 2015, 2016, 2017, 2019 годах (г. Абердин, Великобритания); Научно-практической конференции «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического

комплекса России на 2014-2020 годы», ВУЗПРОМЭКСПО-2016, г. Москва, 2016 год; SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition», 2016 г., Aberdeen Exhibition and Conference Centre, (г. Абердин, Великобритания).

Публикации

Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, опубликованы в 58 печатных работах, из них 24 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, из них 19 работ - в изданиях, входящих в международные базы цитирования Scopus и Web of Science. Всего работ в изданиях, входящих в международные базы цитирования Scopus и Web of Science, - 21 научная работа. В соавторстве получено 11 патентов на изобретение и полезную модель.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из двух томов. Том 1 включает введение, 5 глав, основные выводы и рекомендации, список сокращений и список литературы из 233 наименований, изложен на 361 страницах, включает 144 рисунка, 86 таблиц. Том 2 (приложения) объемом 168 страниц содержит введение и 6 глав.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту д.т.н. Николаю Ивановичу Крысину за ценные советы и рекомендации, позволившие развить научные идеи и достигнуть поставленной цели; автор благодарит д.т.н. Ю.А. Кашникова и д.т.н. С.Г. Ашихмина за научные консультации по оценке напряженного состояния горных пород коллекторов и сохранности цементного камня при проведении кумулятивной перфорации; серьезная помощь была оказана д.г.-м.н. В.И. Галкиным при разработке математических моделей основных технологических свойств тампонажных составов; автор благодарит сотрудников кафедры НГТ за поддержку и неоценимую помощь при проведении лабораторных исследований и участие в обсуждении результатов, а также всех научных сотрудников и специалистов, принимавших участие во внедрении результатов научной работы на промысле.

ГЛАВА 1 Современное состояние проблемы повышения эффективности технологий заканчивания нефтедобывающих скважин

1.1 Особенности геолого-технических условий

бурения и заканчивания нефтяных скважин месторождений Пермского

края и Западного Казахстана

Анализ геолого-технических особенностей ведения буровых работ при строительстве нефтедобывающих скважин на территории Пермского края, Западного Казахстана показал наличие взаимозависимых факторов, определяющих успешность и эффективность работ на этапе заканчивания.

Постоянное усложнение технологий строительства нефтедобывающих скважин обусловлено стремлением нефтяников к увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), повышению продуктивности и снижению обводненности скважин при освоении новых и разработке уже открытых месторождений. Это связано с тем, что используемые технологии разработки нефтяных месторождений, основанные на бурении вертикальных и наклонно направленных скважин, позволяют извлечь, по разным оценкам [1, 2], лишь до 3050 % нефти.

Все чаще нефтяные компании отдают предпочтение строительству наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием, боковых горизонтальных стволов, многоствольных и многозабойных. При этом с увеличением глубин и усложнением профилей скважин все более остро встают вопросы обеспечения устойчивости стенок ствола скважины, создания качественной и долговечной крепи обсадных колонн скважин, обеспечения сохранности крепи обсадных колонн при вторичном вскрытии продуктивных пластов и в процессе всего периода эксплуатации скважин и, конечно, обеспечения сохранности ФЕС продуктивных пластов на всех этапах строительства и эксплуатации.

Область строительства направленных скважин со сложной траекторией ствола, горизонтальных, многоствольных и многозабойных в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования, и, естественно, нерешенность целого ряда сложных проблем не позволяет достичь ожидаемой эффективности. В частности, выявляются недостатки при выборе проектного профиля ствола скважины, отмечается невозможность технологически осуществить проводку в соответствии с проектной документацией, зачастую не обеспечивается должное качество цементирования обсадных колонн скважин по ряду причин, в том числе технических и технологических. Не всегда выбор конструкции забоя скважин учитывает возможность применения методов повышения нефтеотдачи в будущем.

Проблемным остается вопрос вторичного вскрытия продуктивных пластов, так как при серийно применяемом методе кумулятивной перфорации почти во всех случаях происходит разрушение цементного камня за колонной и образование трещин в нем в результате возникновения больших нагрузок на колонну и камень, как следствие - отмечено раннее обводнение продукции и частые ремонты скважин.

Не всегда должное внимание уделяется вопросу обеспечения сохранности ФЕС продуктивных пластов на этапах строительства, эксплуатации и ремонта скважин, что, безусловно, снижает КИН и продуктивность скважин.

Важное значение имеет правильное использование результатов анализа опыта и реализуемой технологии строительства и крепления ранее пробуренных скважин, которые должны стать исходными данными для разработки технологии бурения и крепления новых и реконструкции ранее пробуренных скважин. Необходимо анализировать данные о ходе строительства ранее пробуренного ствола скважины и с учетом накопленного опыта разрабатывать усовершенствованную технологию строительства скважины, моделировать и прогнозировать возможные осложнения и аварии, разрабатывать мероприятия и рекомендации по их исключению и в результате снижать затраты времени и средств на строительство скважин.

При этом основное внимание должно быть уделено анализу геолого-технических условий бурения, моделированию процессов при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, свойствам применяемых технологических жидкостей, реализуемым технологиям, техническим средствам и материалам.

Среди специфических особенностей современных условий строительства скважин, в том числе сложной конструкции, следует выделить:

- небольшие мощности продуктивных пластов (коридора по продуктивному пласту) при бурении скважин с условно горизонтальными участками стволов;

- потеря устойчивости стенок ствола скважины при бурении условно горизонтального участка ствола и интервалов залегания слабосцементированных, кавернозных, трещинноватых горных пород, сланцевых отложений;

- более сложный профиль ствола скважины;

- большая интенсивность при наборе зенитных углов;

- меньший диаметр скважины при бурении многоствольных и боковых стволов скважин;

- меньший диаметр бурильного инструмента при бурении многоствольных и боковых стволов скважин;

- малые зазоры между обсадной колонной и стенками скважины;

- незначительные объемы тампонажных растворов;

- ухудшение условий очистки дополнительных стволов при бурении;

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Чернышов Сергей Евгеньевич, 2022 год

• -

-200 •

-300 •

-200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Ф,см3/30 мин

Рисунок 2.35 - Поле корреляции между Ф и ФМ

Анализ данного соотношения между Ф и 0м показывает, что между ними по большинству значений (94,5 %) наблюдается высокая нелинейная корреляция, которая имеет наиболее сильные совпадения значений при низких (Ф < 200 см3/30мин) и высоких (Ф > 400 см3/30мин) значениях Ф. Кроме этого, имеется пять значений, где наблюдается несовпадение значений Ф и ФМ. Данные по характеристикам этих пяти значений приведены в Таблице 2.38.

Таблица 2.38 - Значения Ф, Пл, Пф, ФМ

Фактическое значение Ф, см3/30мин Значение Пл, % Значение Пф, % Модельное значение ФМ, см3/30мин

10 0,30 0,00 288

14 0,20 0,00 392

Продолжение Таблицы 2.38

Фактическое значение Ф, см3/30мин Значение Пл, % Значение Пф, % Модельное значение ФМ, см3/30мин

317 0,10 0,00 497

336 0,08 0,00 518

544 0,06 0,00 539

Из Таблицы 2.38 видно, что значения Ф и ФМ не совпадают вследствие того, что в рецептуре отсутствует Пф. Это показывает, что по данным значениям Пл и Пф корректно вычислить величину ФМ нельзя.

Анализ соотношения между Ф и ФМ показывает, что в диапазоне 200400 см3/30мин корреляция между ними более слабая, т.е. наблюдается постепенный переход от одних сильных корреляций к другим сильным корреляциям через некоторую границу, которую условно можно провести в диапазоне 200400 см3/30мин.

Кроме этого, выполненный анализ показал, что в ряде случаев ФМ имеют значения меньше 0. Данное положение наблюдается при Ф < 200 см3/30мин. Также отметим, что при Ф < 200 см3/30мин значения ФМ несколько больше, чем Ф, при Ф > 200 см3/30мин значения ФМ значительно меньше, чем Ф.

Далее выполнялось сравнение средних значений фактического Ф (показателя фильтрации) и модельного ФМ в выделенных интервалах с помощью вычисления критериев ^ и Различие в средних значениях считается статистически значимым, если 1Р > и. Значения и определяли в зависимости от числа сравниваемых данных и уровня значимости (а = 0,05). Сравнение изучаемых показателей приведено в Таблице 2.39.

Таблица 2.39 - Сравнение средних значений Ф и ФМ

Варианты Статистические характеристики показателей Критерии г Р Критерии =Х2р _ Р

Ф ФМ

Ф < 200 см3/30мин 88,22±52,37 109,98±0,041 -1,15476 0,250563 3,967887 0,137528

Ф > 200 см3/30мин 438,73±284,10 398,61±94,21 0,758319 0,451133 0,605593 0,738749

Сравнение средних значений показало, что они по Ф и ФМ статистически не различаются в обоих случаях, при р < 0,05. Для более глубокого статистического анализа значений Ф и ФМ исследовали их распределение. Оптимальные величины интервалов значений показателей вычисляются по формуле Стерджесса:

д^ _ Хтах-Хтт

где Хтах - максимальное значение показателя; Хтт - минимальное значение показателя; N - число данных.

В каждом интервале определяются частости:

Р(Х) =

где Р(Х) - частость в к-м интервале для группы Ф (д = 1), q = 2 соответствует группе ФМ; N - число случаев содержания показателя Р(Х) в к-м интервале; N -объем выборки для 1-го и 2-го классов. Распределение частостей в исследуемых классах по изучаемым показателям приведено в Таблице 2.40.

Таблица 2.40 - Распределение значений Ф и ФМ

Интервалы варьирования Ф, см3/30мин

0-200 200-400 400-600 600-800 800-1000 1000-1200 1200-1400

Ф > 200с м3/30мин

Ф 0,011 0,022 0,066 0,044 0,109 0,088 0,132

ФМ - 0,011 0,011 0,045 0,066 0,109 0,187

Продолжение Таблицы 2.40

Интервалы варьирования Ф, см3/30мин д.ед

-300200 -200100 -100-0 0-100 100-200 200-300 300-400

Ф < 200 см3/30мин

Ф - - - 0,643 0,357 - -

ФМ 0,017 0,051 0,135 0,221 0,305 0,237 0,034

При сравнении плотностей распределения показателей в рассматриваемых классах применялась статистика Пирсона (х2) [59, 60].

Значения критерия х2 приведены в Таблице 2.39, из которой видно, что по критерию X2 изучаемые показатели статистически при р > 0,05 не различаются. Здесь необходимо отметить, что значения р как по критерию t, так и по критерию х2 значительно ближе по своему значению к 0,05, чем к 0,95. Кроме этого, наличие отрицательных значений 0м и высокой стандартной ошибки прогноза, равной 156,32 см3/30мин, показывает, что необходимо исследовать влияние Пл и Пф на Ф более детально. Для построения моделей фильтрации в различных диапазонах сформировали изучаемую выборку по принципу от минимального (Фщ^ = 10 см3/30мин) до максимального (Фщж = 1381 см3/30мин) значения. Поскольку число изучаемых показателей равно 2, первая модель строится по 3 данным. Следующая модель будет построена при п = 4, и так далее до п = 91.

Таким образом, было построено 89 многомерных моделей. Анализ построения моделей показал, что до величины Ф < 58 см3/30мин в построении моделей во всех случаях использована величина Пф, и только в 40 % случаев - Пл.

При Ф > 58 см3/30мин показатель Пл не применяется в построении моделей в диапазоне 10-64, 10-78 см3/30мин. При Ф > 84 см3/30мин показатели Пл и Пф использовались совместно при построении моделей для вычисления значений ФМ.

Выполнен комплексный анализ построенных моделей. Изменение значений коэффициентов множественной корреляции Я в зависимости от значений Ф приведено на Рисунок 2.36.

Рисунок 2.36 - Изменение значений Я от Ф

Из Рисунка 2.36 видно, что в пределах данного графика выделяются 3 участка, где значение Я имеет свой вид по направленности изменений. На первом участке наблюдается уменьшение значений Я в диапазоне 0,971-0,326 в интервале значений Ф от 26 до 84 см3/30мин. На втором участке в интервале значений 92-349 см3/30мин происходит значительное увеличение Я - с 0,360 до 0,829. На третьем - наблюдается незначительное уменьшение значений Я - с 0,828 до 0,766. Коэффициент Я становится статистически значимым, когда многомерная модель построена по данным в диапазоне 10-30 см3/30мин, далее до Ф > 52 см3/30мин он статистически значимый. При Ф в интервале 10-52 см3/30мин значение Я статистически не значимое. Затем в интервалах 10-54, 10-56, 10-58, 10-63, 10-64, 10-84, 10-92 см3/30мин он снова становится статистически не значимым. Все это показывает, что

влияние значений Пл и Пф на величину Ф достаточно дифференцированно и в ряде случаев может быть и нелинейным.

Изменение значений свободного члена уравнений регрессии в зависимости от значений Ф (фильтрации) приведено на Рисунке 2.37.

Рисунок 2.37 - Изменение значений свободного члена уравнений регрессии

в зависимости от Ф

Из Рисунка 2.37 видно, что при увеличении значений Ф наблюдается повышение значений свободного члена уравнений регрессии, при этом можно отметить, что при Ф < 362 см3/30мин динамика повышения значительно выше, чем при Ф >362 см3/30мин. Изменение значения коэффициентов при Пф в зависимости от Ф показано на Рисунке 2.38.

-200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400

-1600

-200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Ф,см3/30 мин

0

Рисунок 2.38 - Изменение значений коэффициентов при Пф в зависимости от Ф

Из Рисунка 2.38 видно, что значения коэффициентов при Пф закономерно изменяются от 52,37 до -1371,06, при среднем значении -316,004±349,32). Коэффициент при Пф имеет положительные значения в первых 22 построенных моделях, далее значения коэффициентов всегда отрицательны. Показатель Пф был использован при построении 79 (88,76 %) многомерных моделей. Изменение коэффициенов при Пл в зависимости от значений Ф приведено на Рисунке 2.39.

-62,2444 -157,224 С -251,846 ^ -355,909 ^ -451,573 ^ -551,428

-674,326

о

-796,03

-936,92 -1046,79

-200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Ф,см3/30 мин

Рисунок 2.39 - Изменение значений коэффициентов при Пл в зависимости от Ф

Из Рисунка 2.39 видно, что значения коэффициентов при Пл последовательно изменяются от -27,07 до -1046,79, при среднем значении - 309,46±250,87. Отметим, что коэффициент при Пл всегда имеет отрицательные значения и был использован при построении 76 (85,39 %) многомерных моделей. Для количественного сравнения влияния коэффициентов при Пф и Пл на величину Ф построим зависимости критерия ? от Ф (Рисунок 2.40).

Рисунок 2.40 - Изменение значений критерия / для показателей Пл и Пф

Из Рисунка 2.40 видно, что изменения значений коэффициентов ? имеют одинаковую направленность при изменении значений Ф, но характеризуются динамикой изменения по различным траекториям. При этом отметим, что в диапазоне 149-297 см3/30мин они достаточно близки, при более низких и высоких значениях наблюдается превышение влияния показателя Пф по влиянию на Ф над Пл. Это еще раз свидетельствует о том, что их влияние на Ф имеет достаточно сложный дифференцированный характер.

Анализ графиков показал, что наблюдаются изменения направлений зависимостей при одинаковых значениях показателя фильтрации Ф. Это позволяет определить, как располагаются значения Пл и Пф в пределах этих групп (Рисунок 2.41).

0,45

1=

0,40 о о о о о о о

0,35 □ о о о о о о

0,30 □ о о о о о о

п □ о о о о о

0,25 □ □ □ □ □ о о

□ □ □ □ □ о о

0,20 □ □ □ □ □ о о

о □ □ □ □ □ о

0,15 о □ □ □ □ □ о

о □ □ □ □ □ о

0,10 о о п □ □ п п

0,05 о о о о о □ □

0,00 ф о о □ о о о

-0,05 0,00 0,05 0,10 0,15

Пл,%

0,20 0,25 0,30 0,35

о Класс- Р 1 □ Класс- Р 2 о Класс- Р 3

Рисунок 2.41 - Изменение значений Пл и Пф в пределах наблюдаемых групп

Из Рисунка 2.41 видно, что выделенные 3 группы распределяются следующим образом: значения Пл и Пф, принадлежащие к первой группе, в основном находятся в верхнем правом углу, при этом видно, что они между собой практически не коррелируют, третья группа - в левом нижнем углу, вторая располагается между первой и третьей группами, при этом между Пл и Пф на визуальном уровне наблюдается обратная корреляция. Выясним, как коррелируют между собой значения Пф, Пл и Ф с учетом 3 наблюдаемых классов (Таблица 2.41).

Как видно из Таблицы 2.41, между Пф и Ф для второго и третьего классов наблюдаются значимые обратные корреляционные связи. Между Пл и Ф также во всех случаях связи обратные, но статистически не значимые. Связи между Пф и Пл во всех случаях обратные, для первого и второго класса статистически значимые.

Построим многомерные модели прогноза значений Ф по Пф и Пл с учетом выделенных классов.

Таблица 2.41 - Корреляционная матрица (верхняя строка - первая группа, средняя - вторая группа, нижняя - третья группа)

Ф Пф Пл

1,00 -0,02 -0,27

Ф 1,00 -0,64* -0,15

1,00 -0,72* -0,14

1,00 -0,52*

Пф 1,00 -0,64*

1,00 -0,46

1,00

Пл 1,00

1,00

Примечание: 0,52* - значимые корреляционные связи.

Для первого класса полученная модель имеет следующий вид: ФМ1 = 72,942 - 66,7555 Пл - 38,3599 Пф, при Я = 0,326, р < 0,16498, ошибка прогноза равна 17,815 см3/30мин. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был включен показатель Пл, при Я = 0,326, значение критерия t = -1,95065; далее Пф, значение критерия t = -1,10409, при этом величина Я незначительно увеличилась - 0,326.

Для второго класса получена следующая модель:

ФМ2 = 440,8 - 1022,4Пф - 757,8Пл, при Я = 0,982, р < 0,00000, ошибка прогноза равна 34,015 см3/30мин. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был включен показатель Пф, при Я = 0,640, значение критерия t = -12,3580; затем Пл, значение критерия t = -8,7076, при этом величина Я

увеличилась до 0,982.

Для третьего класса модель имеет следующий вид:

ФМ3 =1221,7 - 5309,8Пф - 5149,0Пл, при Я = 0,893, р < 0,00000, ошибка прогноза равна 149,87 см3/30мин. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был использован показатель Пф, при Я = 0,720 значение критерия ? = -6,20466; далее Пл, значение критерия ? = -3,71313, при этом велична Я увеличилась до 0,893.

По вышеприведенным формулам были вычислены значения ФМ1, ФМ2, ФМ3 и сопоставлены с фактическими значениями Ф (Рисунок 2.42).

1400

1200 о

1000 о о о

800 ■ ■ ■ ■_ ■ ■ ■ ■ _ ■ ■ ■ ■ _ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ о о

600 о о о о , , ,

400 о о <р

200 лйг , , ,;,

0 -200 . . . ._ . . . ._ . . . . _. . . . • . . . ._ . 1 . ._ 1

-200 0 200 400 600 800

о Класс-1

1000 1200 1400 1600 Класс-2

о Класс-3

Ф,см3/30 мин

Рисунок 2.42. Поля корреляции между Ф и ФМ1, ФМ2, ФМ3

Из Рисунка 2.42 видно, что разработанные модели достаточно хорошо «работают» для второго и третьего выделенных классов и слабо «работают» для первого класса. Это позволяет выдвинуть гипотезу о том, что влияние значений Пф и Пл на Ф для первого класса Ф нелинейное. Для учета наблюдаемой нелинейности в пределах первого класса предлагается использовать следующую формулу:

ФММ1 =19,553 - 131,06Пл + 515,9Пф + 521,6Пл2 - 468,6ПфПл - 1031,6Пф2, при Я = 0,907, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 104,08 см3/30мин. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был включен показатель Пф, при Я = 0,642, далее значения Я изменялись следующим образом: 0,766, 0,852, 0,882, 0,907. Модельные значения, вычисленные по вышеприведенной формуле, были сопоставлены с Ф (Рисунок 2.43).

Рисунок 2.43 - Поле корреляции между Ф и ФММ1

В результате перебора возможных вариантов влияния Пф и Пл на Ф были установлены те значения, при которых возможно вычислить значение ФММ1 с минимальной ошибкой. Эти данные были использованы для построения уточненной нелинейной модели, которая имеет следующий вид:

ФММ2 = 388 - 1479,9Пф - 920,1Пл + 1600,1Пл ■ Пф + 1599,9Пф2 + + 1000,1Пл2, при R = 0,999, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 0,002 см3/30мин. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был включен показатель Пф, при R = 0,964, далее значения R изменялись следующим образом: 0,972; 0,982; 0,992; 0,999. По данной формуле вычислены все значения ФММ2 и сопоставлены с Ф (Рисунок 2.44).

450 400 350 300

I

s

о 250

£2

со

4 200

5

е

150 100 50 0

-200 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Ф,см3/30 мин

Рисунок 2.44 - Поля корреляции между Ф и ФММ2

• •

• м •

•

• • •

X . f

Из Рисунка 2.44 видно, что выделяются 5 значений, когда значения Ф и ФММ2 не совпадают. Значения Пл, Пф, при которых наблюдается несовпадение значений Ф и фММ2, приведены в Таблице 2.42.

Таблица 2.42 - Значения Ф, Пл, Пф, ФММ2

Фактическое значение Ф, см3/30мин Значение Пл, % Значение Пф, % Модельное значение ФММ2, см3/30мин

10 0,30 0,00 202

14 0,20 0,00 244

317 0,10 0,00 306

336 0,08 0,00 320

544 0,06 0,00 336

Из Таблицы 2.42 также видно, что значения Ф и ФММ2 не совпадают вследствие того, что значение показателя Пф равно 0. Это говорит о том, что по данным значениям Пл и Пф вычислить величину ФММ2 нельзя.

Данные, по которым получены минимальные значения Ф, приведены в Таблице 2.43.

Таблица 2.43 - Значения Ф, Пл, Пф, ФММ2

Фактическое значение Ф, см3/30мин Значение Пл, % Значение Пф, % Модельное значение ФММ, см3/30мин

34 0,17 0,40 34,01

36 0,08 0,40 360,2

40 0,10 0,35 40,02

40 0,20 0,30 40,01

46 0,20 0,275 46,01

54 0,20 0,25 54,00

Из Таблицы 2.43 видно, что значения Ф и ФММ2 практически совпадают. Это показывает, что по данным значениям Пл и Пф можно точно вычислить величину ФММ в заданном диапазоне значений.

По линейной, нелинейной и уточненной нелинейной моделям были вычислены значения ФММ и сопоставлены с фактическими значениями (Рисунок 2.45).

60

о

о

- - о

40 о , , , , ,

о

о

20

о

0

□ □ □

п □ □

-20 о

о

-40 1 1 -к 1 Г 1 1 - 1 1

о - - - - -

о Линейная многомерная модель

□ Нелинейная многомерная модель о Уточненная нелинейная

32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 многомеРная модель Ф,см3/30 мин

Рисунок 2.45 - Поля корреляции между Ф и ФММ

Анализ сопоставления модельных и фактических значений показал, что уточненная многомерная модель в выделенном диапазоне значений Пл, Пф описывает изменение показателя фильтрации значительно лучше, чем другие разработанные модели.

При этом необходимо отметить, что даже в этом случае наблюдаются 5

значений, когда значения Ф и ФММ2 существенно не совпадают. Было установлено, что эти несовпадения имеют место в тех случаях, когда используется нулевая концентрация Пф в диапазоне концентраций пластификатора более 0,06 %. Установленное явление связано с методикой замера данного параметра.

Показатель фильтрации является прямым отражением способности системы к фильтратоотдаче, реализованной в условиях конкретной приборной ситуации - процедуры замера параметра. Потенциальная способность системы к фильтратоотдаче напрямую зависит от количества свободной дисперсионной среды, которая может быть отфильтрована через фильтр определенного диаметра при заданном перепаде давлений. Дисперсионная среда представлена преимущественно молекулами растворителя (в данном случае воды), свободными (или преимущественно свободными) от участия в формировании сольватных оболочек вокруг цементных зерен. При замере параметра тампонажный раствор, загруженный в камеру фильтр-пресса, представляющую собой вертикальный цилиндр, подвергается перепаду давлений, при котором дисперсионная среда начинает отфильтровываться через расположенный снизу фильтр. При проведении замера ввиду отсутствия перемешивания система подвержена седиментационному разделению, вследствие которого тяжелые частицы цемента опускаются по направлению к фильтру и, уплотняясь, формируют физический барьер, препятствующий свободному отфильтровыванию дисперсионной среды. Адсорбировавшиеся на поверхности зерен цемента молекулы пластификатора увеличивают подвижность частиц цемента, особенно в условиях низкой вязкости окружающей частицы жидкой фазы. Такое увеличение подвижности напрямую зависит от концентрации пластификатора: начиная с некоторого значения концентрации (в данном случае с 0,06 %) имеет существенное влияние в ходе замера показателя фильтрации. Это влияние компенсируется при наличии в системе некоторого минимального

количества понизителя фильтрации, ввод которого обеспечивает загущение водной фазы тампонажного раствора, что значительно замедляет седиментационный процесс. Вышеизложенное показывает, что удовлетворительная седиментационная устойчивость достигается при концентрации Пф > 0,05 %.

Таким образом, данные, полученные для нулевой концентрации Пф, не должны использоваться при построении моделей, так как не отражают реального состояния системы по ее способности к фильтратоотдаче и являются результатом искажения вследствие заметного влияния седиментации.

В результате по влиянию реагентов Пл и Пф на свойство Ф было выделено 3 группы значений. Для первой группы получена уточненная нелинейная модель (диапазон Ф < 80 см3/30 мин):

Фмм2 = з88 - 1479,9Пф _ 920,1Пл + 1600,1Пл ■ Пф + 1599,9Пф2 + 1000,1Пл2, при Я = 0,999, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 0,002 см3/30мин.

Для второй группы значений получена следующая модель (диапазон 80 < Ф < 380 см3 /30 мин):

ФМ2 = 440,8 - 1022,4Пф - 757,8Пл, при Я = 0,982, р < 0,00000, ошибка прогноза равна 34,015 см3/30мин.

Для третьей группы модель имеет следующий вид (диапазон Ф > 380 см3 /30 мин):

ФМ3 = 1221,7 - 5309,8Пф - 5149,0Пл, при Я = 0,893, р < 0,00000, ошибка прогноза равна 149,87 см3/30мин.

По вышеприведенным формулам были вычислены значения ФМ1, ФМ2, ФМ3 и сопоставлены с фактическими значениями Ф.

С практической точки зрения больший интерес представляет интервал значений Ф, соответствующий первому классу (наименьшие значения показателя фильтрации), поскольку отражает требования подавляющего большинства регламентирующих документов по цементированию обсадных колонн наиболее

ответственных участков ствола нефтяных и газовых скважин. Ошибка прогноза также минимальна, что позволит очень точно вычислять значения ФМ по известным значениям Пл и Пф.

При этом необходимый интервал значений Ф может быть достигнут во всем диапазоне концентраций Пл за счет варьирования содержания Пф.

Для графического решения вопроса выбора рецептуры тампонажных составов с учетом требований к основным технологическим свойствам построен график зависимости ФММ2 от Пл и Пф (Рисунок 2.46).

-40см3/30мин

Пл,%

Рисунок 2.46 - График зависимости ФММ2 от Пл и Пф

Из Рисунка 2.46 видно, что по данному графику представляется возможным определить те значения Пл и Пф, при которых ФММ2 будет иметь минимальные значения. При этом отметим, что диапазон по Пл изменяется от 0,08 до 0,2 %,

тогда как по Пф он должен быть в диапазоне 0,35-0,42 %. Корреляционная связь между Пф и Пл имеет следующий вид: Пф = 0,478 - 1,0192Пл, при г = -0,936, р = 0,0059. Таким образом, можно констатировать, что если значения Пл и Пф находятся в данном диапазоне и если между ними имеется вышеприведенная корреляционная зависимость, то по этим значениям можно вычислять величину ФММ2 достаточно точно. Область использования значений Пф и Пл, при которых можно получить минимальные ошибки значений фММ2, можно установить по графику, приведенному на Рисунке 2.47.

Пл,%

Рисунок 2.47 - График Пф от Пл при минимальном значении Ф

2.5.2 Математическая модель растекаемости

Далее по такой же методике были построены модели по технологическим свойствам тампонажных растворов Р и В. Рассмотрим задачу построения модельных значений Р в зависимости от Пл, Пф. Построенная по всем данным модель для

прогноза значений Р имеет следующий вид:

РМ = 280,4 - 283,9Пф + 291,8Пл, при Я = 0,883, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 22,869 мм. На первом шаге формирования уравнения был включен показатель Пф, при Я = 0,661 значение критерия ? = -13,243; далее Пл, значение критерия ? = 11,7019, при этом велична Я увеличилась до 0,883.

Было построено 83 многомерных модели. Отметим, что в отличие от многомерных моделей построения значений Ф, здесь во всех 83 моделях были совместно использованы значения Пф и Пл. Как и ранее, в данном подразделе был выполнен комплексный анализ построенных моделей.

По результатам анализа построены многомерные модели прогноза значений Р по Пф и Пл с учетом выделенных классов.

Установлено, что по влиянию реагентов Пл и Пф на значение Р (растекаемость) получены следующие математические модели:

1) для первой группы получена нелинейная модель (диапазон Р < 240 мм):

РММ2 = 220,08 + 594,2Пл - 54,78Пф - 661,39Пл2 - 644,04ПфПл - 81,89Пф2,

при Я = 0,885, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 7,29 мм;

2) для второй группы получена следующая модель (диапазон 240 < Р < 350 мм): РММ2 = 271,1 + 836,3Пл - 464,9Пф - 1326,6Пл2 - 905,6Пф Пл + 803,4Пф2,

при Я = 0,889, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 14,66 мм;

3) для третьей группы модель имеет следующий вид (диапазон Р > 350 мм):

РМ3 =348,3 - 916,7Пф + 175,0Пл, при Я = 0,998, р < 0,00000, ошибка прогноза равна 2,04 мм.

С практической точки зрения больший интерес представляет интервал значений Р, соответствующий первому классу (Р < 240 мм), поскольку отражает требования проектной документации на строительство скважин. Ошибка прогноза для этого наиболее востребованного интервала значений Р (180-240 мм) составляет 2-4 %, что позволит весьма точно вычислять значения РМ по

известным значениям Пл и Пф. При этом необходимый интервал значений Р может быть достигнут во всем диапазоне концентраций Пф за счет варьирования содержания Пл.

Для графического решения вопроса выбора рецептуры тампонажных составов с учетом требований к основным технологическим свойствам построен график зависимости РММ от Пл и Пф для первого класса (Рисунок 2.48).

Рисунок 2.48 - Зависимость РММ от Пл и Пф для первого класса

Из Рисунка 2.48 видно, что величины Пл и Пф на разных диапазонах значений дифференцированно формируют значения РММ. Модельные значения, вычисленные по вышеприведенной формуле для первого класса, были сопоставлены с Р (Рисунок 2.49).

420 400 380 360 340 320 300 280 260 240 220 200 180

160

?

□ □

□ □ □

□ □

вЧ п □ °

□ □

□ □[

□ □ □

□□

о О

8оо°о°

О0пп

Вп

□ □

ПО I

о ° о о

о Класс-1 □ Класс-2

180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 Класс-3

Р,мм

Рисунок 2.49 - Поле корреляции между Р и РММ

Из Рисунка 2.49 видно, что значения Р и РММ для первого класса коррелируют лучше (г = 0,88), чем в случае, когда использовали линейную многомерную модель (г = 0,77).

Также для графического решения вопроса выбора рецептуры тампонажных составов с учетом требований к основным технологическим свойствам построен график зависимости РММ от Пл и Пф для второго класса (Рисунок 2.50).

Из Рисунка 2.50 видно, что величины Пл и Пф на разных диапазонах значений дифференцированно формируют значения РММ, при этом отметим, что формирование значений РММ происходит по еще более сложной нелинейной модели, чем для первого класса. Модельные значения, вычисленные по вышеприведенной формуле для второго класса, были сопоставлены с Р (см. Рисунок 2. 49). Отсюда следует, что в пределах поля корреляции значения Р и РММ

для второго класса коррелируют незначительно лучше (г = 0,88), чем в случае, когда использовали линейную многомерную модель (г = 0,83).

Рисунок 2.50 - Зависимость Р от Пл и Пф для второго класса

Нелинейную модель для третьего класса построить не представляется возможным вследствие только линейного влияния величин Пл и Пф на Р, о чем свидетельствует высокое значение Я = 0,99.

2.5.3 Математическая модель пластической вязкости

Рассмотрим задачу построения модельных значений пластической вязкости в зависимости от Пл, Пф. Построенная модель для прогноза значений В по данным экспериментальных исследований имеет следующий вид:

ВМ = 36,5+1382,8Пф,

при Я = 0,952, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 50,142 мПас. Формирование значений ВМ зависит только от величины Пф, так как корреляция с Пл практически отсутствует (г = -0,01).

Как и ранее, для изучения влияния значений Пл и Пф на В (значение вязскости) по тому же принципу сформирована выборка от минимального значения вязкости (Вмин = 15 мПас) до максимального (В мах = 748 мПас). Первая модель строится по 8 данным. Следующая модель построена при п = 9, и так далее до п = 91.

Таким образом, было построено 84 многомерных модели. Анализ построения моделей показал, что до величины В < 234 мПас в построении моделей во всех случаях использованы величины Пл и Пф. При В >234 мПас при построении всех моделей использован Пф и только в 3 случаях - показатели Пл и Пф, совместно примененные при построении моделей для вычисления значений ФМ. По влиянию Пл и Пф на В было выделено 2 группы значений, разделение на группы происходит в основном по показателю концентрации реагента Пф.

Как и ранее по другим критериям, был выполнен комплексный анализ построенных моделей. Для первой группы значений получена следующая модель (диапазон В < 240 мПас):

ВМ1 = 29,3 + 819,8Пф - 32,8Пл, при Я = 0,989, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 9,409 мПа с. Формирование очередности включения показателей в уравнения регрессии происходило в последовательности показателей, приведенных в уравнении. На первом шаге формирования уравнения был использован показатель Пф, при Я = 0,988, значение критерия ? = 52,13388; далее - Пл, значение критерия ? = -2,56334, при этом величина Я незначительно увеличилась - до 0,989.

Для второй группы значений (диапазон В > 240 мПас) с целью выявления участков, где могут наблюдаться нелинейности, была построена нелинейная модель влияния Пф, Пл на пластическую вязкость. Также выполнено сопоставление результатов исследований с описанием физико-химических

процессов, происходящих при затворении тампонажного раствора по анализируемым рецептурам.

Известно, что молекулы эфиров целлюлозы являются умеренно жесткоцепными. При этом независимое положение каждой молекулы (их свободная ориентация) возможно только в относительно разбавленных растворах. По мере увеличения числа жестких макромолекул в заданном объеме раствора вероятность их произвольной ориентации будет все меньше, и при достижении некоторой критической концентрации дальнейшее увеличение числа макромолекул в этом объеме окажется невозможным без взаимного упорядочения их части. Поэтому начиная с некоторой критической концентрации полимера в системе возникает дополнительная фаза, представленная упорядоченными макромолекулами. При еще большем возрастании концентрации полимера доля упорядоченной фазы будет увеличиваться до тех пор, пока все макромолекулы не будут взаимно упорядочены [103].

В связи с этим для растворов жесткоцепных полимеров характерна следующая концентрационная зависимость вязкости. Сначала с увеличением концентрации полимера кривая проходит через максимум, отвечающий критической концентрации, при которой начинается формирование анизотропной (жидкокристаллической фазы). Затем при дальнейшем увеличении концентрации полимера кривая проходит через минимум, соответствующий переходу системы в полностью упорядоченное анизотропное состояние. При этом падение вязкости обусловлено послойным течением анизотропных растворов, которое оказывает меньшее сопротивление течению, чем сетка зацеплений молекул в изотропных растворах [119].

При дальнейшем увеличении концентрации полимера вязкость снова начинает возрастать вследствие образования флуктуационной сетки между жидкокристаллическими доменами анизотропной фазы [113], а также уменьшения доли свободного растворителя. Такой характер зависимости сохраняется и в наполненных мелкодисперсными частицами растворах производных целлюлозы [115].

Таким образом, для второй группы значений получена следующая уточненная нелинейная модель для диапазона значений В = 300.. .450 мПас:

ВММ1 = -43,6 + 2811,9Пл + 365,5Пф - 8351,6Пл2 - 2275,8Пф ■ Пл +2564,8Пф2, при Я = 0,991, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 12,964 мПас.

Для второй группы значений в диапазоне В > 450 мПас многомерная нелинейная модель имеет следующий вид:

ВММ2 = 88,1 + 868,3Пл + 291,6Пф - 2408,9Пл2 - 1643,3ПфПл + 2212,9Пф2, при Я = 0,912, р < 0,0000, ошибка прогноза равна 48,462 мПа с.

По полученным моделям для первой и второй групп были вычислены модельные значения пластической вязкости и сопоставлены с фактическими значениями (Рисунок 2.51).

700

600

500

400

300

200

100

-100

-100

□ □

СР

п ш

¿о

а?

100

200

300 400 В,мПа*с

500 600

700

800

о Класс-1 □ Класс-2

0

0

Рисунок 2.51 - Поле корреляции между ВММ1, ВММ2, ВМ1 и В

Из Рисунка 2.51 видно, что значения ВММ1, ВММ2, ВМ1 и В хорошо совпадают на всем диапазоне значений. Результаты математического моделирования подтверждаются особенностями реологического поведения тампонажных растворов

с различной концентрацией реагентов Пф и Пл.

Анализ полученных в ходе проведенного исследования экспериментальных данных показывает, что описанная ранее особенность реологического поведения сохраняется в диапазоне концентраций пластификатора 0-0,200 % (Рисунок 2.52).

0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 Пф, %

Рисунок 2.52 - Зависимость пластической вязкости тампонажного раствора от концентрации ПФ при разных концентрациях Пл

Вместе с тем максимум, отвечающий началу появления анизотропной фазы в растворе ГЭЦ, и минимум, отвечающий полной анизотропизации раствора, смещается соответственно от 0,200 и 0,225 % ГЭЦ при концентрациях пластификатора <0,06 % в сторону увеличения концентраций ГЭЦ (0,250 и 0,275 %) при концентрациях пластификатора >0,06 %. Такая картина хорошо согласуется с механизмом действия пластификатора, который заключается в том, что, адсорбируясь на зернах цемента, он вытесняет с их поверхности некоторое количество воды, бывшее до этих пор связанным в составе гидратной оболочки зерна, таким образом повышая концентрацию свободных молекул воды в системе, которые могут быть задействованы в гидратации и растворении молекул ГЭЦ. При этом учитывая тот факт, что удельная поверхность цемента остается постоянной, можно ожидать, что и количество воды, которое может быть освобождено из состава гидратной оболочки при хемадсорбции молекул пластификатора на поверхность зерен, также конечно. По-видимому, при концентрациях пластификатора >0,06 % достигается некоторое насыщение поверхности цементного зерна, после которого количество освободившейся воды меняется не так существенно.

При концентрации пластификатора 0,3 % характерные максимум и минимум на графике не идентифицируются. Вероятно, это является следствием ощутимого уменьшения количества свободного растворителя: свободная вода становится задействованной в гидратации дополнительного количества молекул пластификатора, что не дает реализоваться снижению трения между слоями при растущей анизотропизации раствора за счет «смазывающего» эффекта прослойки воды. Плохая выраженность максимума и минимума на графиках для концентраций пластификатора 0-0,04 % вызвана той же причиной, правда, в данном случае свободная вода задействована в формировании гидратных слоев на свободной от пластификатора поверхности зерен цемента.

С учетом этого замечания в интервале концентраций пластификатора

0,06-0,2 %, в пределах которого количество свободных молекул воды в системе, способных принять участие в гидратации и растворении молекул ГЭЦ, меняется незначительно, для реологической модели можно условно выделить 3 области с четкими границами: полностью изотропную область (концентрации ГЭЦ < 0,250 %), двухфазную переходную область появления и накопления жидкокристаллической фазы (0,250-0,275 %) и полностью анизотропную область (концентрации ГЭЦ > 0,275 %).

В интервале существования изотропного раствора ГЭЦ (<0,250 %) пластическая вязкость системы не демонстрирует зависимости от концентрации пластификатора и остается примерно постоянной. В интервале существования раствора ГЭЦ в анизотропной форме (>0,275 %) влияние пластификатора на вязкость системы уже имеет место и трудно поддается описанию.

Присутствие свободных, не ассоциированных с поверхностью цементного зерна молекул пластификатора может вызывать усиление сетки зацеплений между движущимися слоями анизотропной фазы посредством формирования «мостиковой» связи опосредованной молекулой пластификатора, связанной одновременно с обоими слоями. Для реализации такой «мостиковой» связи один сегмент молекулы пластификатора должен образовать цепочку водородных связей с одним слоем анизотропной фазы, а другой ее сегмент - с вакантной областью другого слоя. При этом, чтобы одна молекула пластификатора оказалась ассоциированной одновременно с двумя разными слоями анизотропной фазы, необходимо соблюдение некоторых условий. Чтобы иметь возможность реализовать мостиковую связь, необходимо, чтобы область потенциального закрепления в пределах другого слоя, во-первых, была еще не занята другой подобной молекулой пластификатора, а во-вторых, находилась на доступном расстоянии.

Так, например, при увеличении концентрации пластификатора вероятность наличия вакантного для прикрепления участка в пределах другого слоя будет

меньше. Поэтому мостиковая связь может быть реализована при концентрациях пластификатора, не превышающих некоторого критического значения. В области совсем малых концентраций такие связи также будут реализованы, но в силу своей малочисленности не смогут быть идентифицированы по повышению вязкости системы. С другой стороны, при уменьшении расстояния между слоями анизотропной фазы (т.е. при увеличении концентрации ГЭЦ) такую связь реализовать проще, а следовательно, это происходит при меньших концентрациях молекул пластификатора, начиная с какого-то критического расстояния образование подобных связей становится очень маловероятным.

Исходя из этого, можно ожидать, что описанное усиление взаимодействия между слоями анизотропной фазы будет идентифицироваться в виде увеличения вязкости системы в достаточно узкой области концентраций свободных от взаимодействия с цементом молекул пластификатора, а с повышением концентрации ГЭЦ такое увеличение вязкости будет происходить при меньших концентрациях пластификатора.

Поскольку расстояние между анизотропными слоями есть функция от концентрации ГЭЦ, то область существования мостиковых связей будет ограничена некоторым балансом концентраций ГЭЦ и свободных молекул пластификатора и может быть описана их соотношением, что объективно потребует дополнительных исследований, не входящих, однако, в круг задач настоящей работы.

С практической точки зрения больший интерес представляет интервал значений В, соответствующий первому классу (В < 240 мПас), поскольку отвечает требованиям большинства гидравлических программ по креплению скважин. Ошибка прогноза составляет не более 9,5 мПас, что позволит весьма точно вычислять значения ВМ по известным значениям Пл и Пф.

При этом необходимый интервал значений В может быть достигнут во всем диапазоне концентраций Пл при концентрациях Пф, не превышающих

0,225 %. Положительно, что при этом приходится иметь дело с тем интервалом концентраций Пф, в пределах которого существует только изотропный раствор ГЭЦ, когда пластическая вязкость системы не демонстрирует чувствительной зависимости от наличия Пл, что позволит для обеспечения необходимых значений параметра В относительно свободно и независимо варьировать концентрацию Пф.

При большем содержании Пф достигаемые значения пластической вязкости являются нежелательными или недопустимо высокими.

Суммировав результаты моделирования с позиций применимости разработанных моделей, необходимо заметить, что перекрывающийся диапазон концентраций Пл и Пф в области рабочих значений параметров Р и Ф (класс 1 в обоих случаях) достаточно широк, в то время как при наложении области требуемых значений параметра В он резко сокращается.

Расширение поля перекрывания диапазонов концентраций Пл и Пф в области рабочих значений сразу всех трех параметров (Р, Ф и В) может быть достигнуто путем снижения степени полимеризации ГЭЦ, закладываемой в рецептуру. Несмотря на то что особенности взаимодействия составляющих системы по объективным причинам должны сохраниться, потребуется корректировка моделей или, по крайней мере, уточнение границ выделенных классов.

Сопоставление результатов лабораторных исследований и математического моделирования основных технологических свойств с описанием физико-химических процессов, происходящих при затворении тампонажных составов в соответствии с разработанными рецептурами, а также предлагаемые методики анализа имеющихся данных, использованных для корреляционного и регрессионных анализов, изучение построенных многомерных статистических моделей - как линейных, так и нелинейных -позволили количественно оценить влияние различных значений

модифицирующих добавок Пл, Пф в рецептурах тампонажных растворов и их сочетаний на величины показателя фильтрации, растекаемости и пластической вязкости.

Построенные модели можно использовать при прогнозе значений Ф, Р, В с учетом требований проектных документов, условий ведения работ по цементированию, с учетом расчетных значений давлений ГРП и поглощения при разработке гидравлической программы по креплению скважин. Модельные значения основных технологических свойств позволят снизить число вероятных значений концентраций модифицирующих добавок при разработке рецептур, что приведет к экономии времени и средств на этапе подготовительных работ к цементированию обсадных колонн скважин.

Кроме того, полученные результаты позволили выявить особенности физико-химического взаимодействия рассматриваемых модифицирующих добавок и их взаимного влияния в составе базового тампонажного раствора и определить пределы их концентраций, при превышении которых управление основными технологическими свойствами получаемых тампонажных растворов невозможно или затруднительно.

Выводы к главе 2

1. По результатам лабораторных исследований основных технологических свойств расширяющихся тампонажных составов разработаны оптимальные рецептуры тампонажных составов с регулируемыми в широком диапазоне основными технологическими свойствами.

2. Установлено влияние расширяющей добавки ДРС-НУ на плотность контакта цементного камня с сопредельными средами, наличие ДРС-НУ в составе тампонажного раствора в количестве 4 % увеличивает плотность контакта в 2-3 раза.

3. Предложены наиболее эффективные рецептуры расширяющихся тампонажных составов для цементирования эксплуатационных колонн нефтяных скважин при нормальных и повышенных температурах в условиях месторождений Пермского края и Западного Казахстана.

4. Разработаны составы расширяющей и адгезионно-упрочняющей добавок для тампонажных составов, эффективно действующие при нормальных и умеренных температурах.

5. На базе имеющегося объема результатов лабораторных исследований разработаны математические модели, описывающие изменение основных, строго контролируемых при цементировании эксплуатационных колонн технологических свойств тампонажных составов в зависимости от содержания применяемых модифицирующих добавок.

6. На базе полученных математических моделей основных технологических жидкостей разработано специализированное программное обеспечение с целью оперативного выбора оптимальных рецептур тампонажных составов для цементирования эксплуатационных колонн нефтедобывающих скважин на территориях Пермского края и Западного Казахстана.

ГЛАВА 3 Научное обоснование выбора метода вторичного вскрытия

продуктивных пластов

Технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных объектов, применяемые при разработке месторождений нефти и газа, не всегда обеспечивают условия для достижения потенциальных дебитов скважин в связи с негативным воздействием на околоскважинную зону коллекторов фильтратов технологических жидкостей для бурения, крепления, перфорации и глушения.

Фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов в околоскважинной зоне ухудшаются не только вследствие контакта с технологическими жидкостями, но и в результате изменения напряженно-деформированного состояния после вскрытия бурением и перфорацией. В работах А.И. Спивака, А.Н. Попова и других исследователей показано, что тангенциальные напряжения возрастают по абсолютной величине и достигают максимальных значений на стенках скважины [53].

В связи с этим актуальной является разработка методов вторичного вскрытия продуктивных пластов, позволяющих наряду с предупреждением загрязнения околоскважинной зоны продуктивных пластов снижать напряженное состояние горных пород, способствующих восстановлению проницаемости и увеличению продуктивности добывающих скважин.

Самой рациональной формой перфорационного канала в скважине является вертикальная щель большой протяженности, которая в отличие от точечной перфорации вскрывает все без исключения флюидопроводящие каналы продуктивного пласта. Кроме того, она способна снижать напряженное состояние ПЗП, самоочищаться от заиливания, способствуя повышению дебитов скважин и продлению срока их работы. Щелевое вскрытие продуктивного пласта производится двумя методами с помощью механического устройства, представляющего собой выдвигаемые гидравликой один или два ролика, которые при протягивании по стволу образуют щели. Для доуглубления щели используется

гидромониторная насадка. В целом она является хорошим техническим решением, но при этом недоработан вопрос должного углубления щелей с тем, чтобы достичь надежного вскрытия продуктивного пласта, а также снижения напряженного состояния в ПЗП.

Более надежным методом щелевого вскрытия является гидропескоструйная перфорация. Метод заключается в создании каналов фильтрации в ПЗП с использованием кинетической энергии и абразивного воздействия струи жидкости, имеющей в своем составе кварцевый песок. Высокоскоростная затопленная струя жидкости с песком, исходящая из сопел (насадок) аппарата (в дальнейшем -гидроперфоратор) в направлении стенки скважины под высоким давлением, интенсивно разрушает (просверливает) в заданном интервале ПЗП металл обсадной колонны, проникает в цементное кольцо и породу, создавая канал, по которому происходит сообщение скважины с пластом. Метод щелевой гидропескоструйной перфорации разработан ВНИМИ и ВНИИокеан-геология, совершенствовался Л.М. Марморштейном, Н.И. Крысиным, В.И. Кудиновым, Б.М. Сучковым и др [53]. Однако его широкое применение сдерживалось: отсутствием рекомендаций по обоснованному выбору объектов для ЩГПП и жидкостей перфорации; сложностью и несовершенством конструкций забойных движителей, не позволяющих синхронно осуществлять прорезку щелей и перемещение перфоратора; применением перфораторов, не позволяющих очистить щели и ствол скважины в интервале перфорации от осевшего шлама и по этой причине невозможностью проведения интенсификации притока, совмещенной по времени с другими операциями; неотработанностью конструкций специального оборудования и технологии производства работ; отсутствием метода контроля качества вскрытия.

Наряду с предупреждением высоких давлений, данный метод вторичного вскрытия имеет следующие преимущества:

- многократное по сравнению с другими методами перфорации увеличение площади вскрытия пласта (в 2-8 раз);

- создание новых путей фильтрации благодаря разгрузке напряженного состояния пород в прискважинной зоне;

- обеспечение условий достижения потенциальных дебитов нефтедобывающих скважин.

3.1 Состояние крепи скважины после применения «традиционных» методов вторичного вскрытия продуктивных пластов

Традиционно применяемый метод кумулятивной перфорации не обеспечивает сохранность крепи скважин и способствует образованию заколонных перетоков в результате разрушения цементного камня за обсадными трубами.

Помимо кумулятивной перфорации, которая в общем объеме составляет порядка 95 %, существует множество других методов вторичного вскрытия пластов. К ним относятся пулевая, торпедная, а также ряд способов, не оказывающих разрушающего воздействия [126-130].

При проведении кумулятивной перфорации возникающие импульсы давлений приводят к растрескиванию тампонажного камня за обсадными трубами и, как следствие, к снижению доли сплошного типа, что обусловлено различием упругих свойств металла обсадных труб и тампонажного камня, таким образом, создаются условия для возникновения заколонных перетоков и преждевременного обводнения продукции скважин [23, 131-135].

Доля сплошного типа контакта тампонажного камня с эксплуатационной колонной после проведения кумулятивной перфорации в интервале залегания продуктивного пласта снижается на 10-20 % [15, 16]. Подобные исследования были проведены и на территории Республики Казахстан, результаты оценки качества крепления продуктивной части разреза до и после проведения перфорации представлены на Рисунке 3.1. Доля сплошного типа контакта цементного камня с обсадными трубами в рассматриваемом интервале снизилась со 100 до 71,1 %.

Рисунок 3.1 - Результаты оценки качества крепления продуктивной части разреза до и после проведения кумулятивной перфорации

Выполненные в ОАО «Пермнефтегеофизика» и «Ноябрьскнефтегеофизика» измерения избыточных давлений, т.е. значений, превышающих гидростатическое, при перфорации в идентичных условиях отстрела первого объекта свидетельствуют о большом их разбросе. Для корпусных перфораторов типа ПК с зарядами различных производителей они находились в пределах 25,0-45,9 МПа, в то время как у ленточных перфораторов ПКСУЛ-80 давления достигали значений 130 МПа [136]. Примерно такие же результаты получены в результате исследований A.M. Руцкого, при которых давление при вторичном вскрытии перфоратором ПКСУЛ-80 внутри эксплуатационной колонны в интервале перфорации и на 50 м выше и ниже него достигает значений более 70-100 МПа.

Значительное снижение избыточных давлений при применении прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА) типа ПК происходит за счет частичного поглощения энергии взрыва герметичным корпусом перфоратора, находящимся под атмосферным давлением до его отстрела. На этом принципе в 90-х годах были разработаны и использовались для нивелирования отрицательного воздействия ПВА на крепь скважин трубные компенсаторы давления, назначением которых была нейтрализация фугасного (избыточного) динамического давления в скважинах в процессе перфорации [137]. В скважинах, где они использовались, был также обнаружен эффект увеличения добычи нефти, достигающий 25 % и более, а также наблюдалось значительное уменьшение обводнения продукции [138, 139].

Также отметим, что по результатам фактических замеров избыточных давлений в интервале перфорации при проведении работ компанией Schlumberger отмечаются их значения, достигающие 350 МПа [14].

Rastegar and Munawar [140] указали, что ударное напряжение, связанное с кумулятивным зарядом и движущейся наружу ударной волной, ослабляет матрицу породы, что увеличивает риск пескопроявлений. Другим отрицательным воздействием кумулятивного заряда является создание зоны с низкой проницаемостью, в которой зерна песчаников уплотняются, особенно в близости от перфорационных зарядов. Исследования эффективности кумулятивной перфорации показали уменьшение проницаемости на поверхности перфорационного канала до 55 %, что привело к снижению производительности скважины на 60 %. Rahman [141] установил, что проницаемость открытой скважины снижается в пределах 30-75 % из-за применения перфорации взрывными методами.

Известно, что традиционный подход, при котором плотность перфорации, как правило, составляет 20 и 30 отверстий на метр для терригенных и карбонатных коллекторов соответственно, не учитывает ФЕС коллектора, а

также физические процессы, происходящие с горной породой вследствие воздействия на нее кратковременной ударной нагрузки при срабатывании ПВА. К этим процессам в первую очередь относятся явления дилатансии - увеличения объема породы под действием статических и динамических нагрузок вследствие образования системы трещин. Установлено, что с ростом прочности породы ее способность к дилатантному разуплотнению возрастает, а с увеличением коэффициента пористости снижается до критического значения, после которого начинает преобладать эффект уплотнения. Известно, что для обеспечения высокого качества вторичного вскрытия пластов, т.е. для сохранения ФЕС с учетом явления дилатансии, требуется невысокая плотность перфорации, весь диапазон которой может изменяться от 6 до 24 отверстий на единицу длины продуктивного интервала [142, 143]. Это также приведет к снижению избыточных давлений.

Для оценки сохранности крепи на месторождениях Пермского края были выполнены фактические замеры избыточных давлений, возникающих при проведении прострелочно-взрывных работ (ПВР) корпусными кумулятивными перфораторами различной конструкции, а также применении зарядов с разным количеством ВВ и их общей массы (Рисунки 3.2-3.4). Замеры давлений, которые в ряде случаев превышали 65 МПа (избыточное - 46 МПа, см. Рисунок 3.2), производились на расстоянии 1, 50 и 100 м от перфорационных зарядов. Для измерений применялись автономные манометры АМТ-10У, АЦМ-8С и крешерные приборы.

К сожалению, несмотря на достаточно значительное количество выполненных измерений по оценке давлений, геофизические исследования по определению состояния крепи скважин после перфорации методом АКЦ реализованы в небольшом числе скважин. В качестве примера рассмотрим результаты сравнительных измерений аппаратурой секторной акустической цементометрии МАК-9 СК, зарегистрированные в скв. 1058 Таныпского

месторождения до выполнения ПВР, после перфорации и по завершении работ по проведению ГРП.

Рисунок 3.2 - Величины давления при кумулятивной перфорации для различных перфосистем

Рисунок 3.3 - Величины давления при кумулятивной перфорации вблизи

перфорационных зарядов

Рисунок 3.4 - Результаты оценки избыточных давлений при перфорации

Вторичное вскрытие в интервале 1591-1594 м с плотностью 20 отверстий на метр было выполнено в терригенном пласте (С1Т12Ь), ФЭС которого характеризуются 22 % пористости и 7,7 % глинистости. Высокая плотность перфорации зарядами ЗПКТ 105Н-ТВ-СП1 (ОВ1) с массой ВВ каждого из них 33 г (31 г) вызвана необходимостью проведения ГРП с целью повышения его нефтеотдачи. Как видно из Рисунка 3.3, максимальное значение давления в 1 м над перфоратором составило 45 МПа, а за вычетом гидростатического его величина составляет 28,8 МПа, которая, на первый взгляд, не может привести к нарушению сохранности цементного камня.

Однако, по данным АКЦ, полученным при исследованиях секторной (сканирующей) аппаратурой до и после перфорации, наблюдается ухудшение качества крепи с колонной после вторичного вскрытия. В частности, как видно из Рисунка 3.5, непосредственно над продуктивным пластом наблюдается небольшой участок отсутствия контакта (0,6 м), что свидетельствует о наличии сплошного зазора и микрозазоров цементного камня с колонной, а также разрыва сплошности цементного кольца. Отмечается такое же замещение зоны сплошного контакта на частичный в интервале 1585,5-1587,8 м, что

подразумевает наличие каналов и зазоров в цементном кольце, простирающихся в радиальной плоскости.

В отличие от участка, находящегося выше зоны перфорации, в интервале от подошвы пласта до заколонного пакера наблюдается разрушение двух участков жесткого контакта цементного кольца со стенками колонны (сплошного контакта), в результате чего появляются каналы и зазоры (частичный контакт). С учетом того, что водонефтяной раздел находится в 10 м от подошвы продуктивного пласта, вероятность обводнения продукции при нарушении герметичности заколонного пакера является высокой. Еще больше она возрастает после проведения гидроразрыва пласта, в результате которого из 5-метрового интервала со сплошным и частичным контактом между пакером и кровлей водонасыщенного пласта 3,1 м участков перешли в разряд его отсутствия. Значительно ухудшилось и состояние крепи выше продуктивного интервала (см. Рисунок 3.5).

Появление отсутствовавшего до перфорации сплошного контакта непосредственно в интервале вторичного вскрытия вызвано уплотнением цементного камня за счет воздействия кумулятивных струй, заполнением дефектов затрубного пространства частицами зарядов и разрушенной породы, а также возможной деформацией обсадной трубы за счет взрывного воздействия на нее.

Что касается состояния контакта цементного камня с породой, следует отметить, что оно определялось только до проведения ПВР на основании результатов измерений интегральных параметров волнового сигнала. В результате интерпретации полученных данных можно выделить чередование участков со сплошным и частичным контактами.

Н - интервал перфорации

Рисунок 3.5 - Результаты оценки типа контакта цементного камня с обсадными трубами до, после перфорации и после проведения ГРП

Для оценки сохранности цементного камня в первом приближении решалась квазистатическая задача с использованием полученной фактической эпюры внутренних избыточных давлений, действующих на обсадную колонну. Поскольку деформирование упругой пористой среды при импульсном воздействии ударной волны происходит в весьма малом промежутке времени, использовались условия недренированного нагружения. В этом случае напряжения в окрестности вертикальной скважины выражаются известными

уравнениями для ненасыщенной породы (с использованием недренированных упругих констант) [ 144-146]:

Я

а г = а Ъ - (а Ъ -

а0=аъ + (аь -Pw) 2 ,

Я

г .

а г =а У =

а н - боковое горное давление; ау - вертикальное горное давление; - давление на забое скважины; г - текущий радиус.

Рассмотренные уравнения применяются для необсаженных скважин с открытым стволом. В случае обсаженной скважины эти уравнения справедливы на участке от Яс (внешний радиус цементного кольца) до Як (радиус контура питания). При этом роль забойного давления играет давление на контакте цемент - порода рс (Рисунок 3.6).

Я

Я.

а

Рз Рс

Рисунок 3.6 - Схема обсаженной скважины

Напряжения в обсадной колонне и цементном кольце рассчитываются по формулам Ламе для тонкостенного цилиндра [145]:

а®,1 =

2Я2Р2 - Р1(Я2+Я2).

я2 - Я2

а0,2 =