Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, доктор технических наук в форме науч. докл. Гноевых, Александр Николаевич

• Гноевых, Александр Николаевич
• доктор технических наук в форме науч. докл.
• 2000

Оглавление диссертации доктор технических наук в форме науч. докл. Гноевых, Александр Николаевич

Общая характеристика работы.

Введение.

Совершенствование технологии закачивания скважин - главный резерв повышения их производительности

Вскрытие продуктивных пластов.

2.1. Принципы анализа и оценки надежности проектных решении строительства скважин.

2.2. Повышение надежности технологии вскрытия продуктивных отложений

2.2.1. Технология вскрытия пласта с гибким регулированием давления в системе "скважина - пласт".

2.2.2. Технология вскрытия продуктивных отложений с высокими фильтрационно - емкостными свойствами пород.

2.2.3. Расчет предельных объемов пластового флюида при ликвидации газонефтеводопроявлений.

2.3. Повышение качества вскрытия пласта.

2.3.1. Оценка эффективности вскрытия продуктивных отложений горизонтальными скважинами.

2.3.2. Особенности изменения состояния призабойной зоны пласта при вскрытии его горизонтальным стволом.

2.3.3. Обеспечение оптимальных условий для разобщения пластов.

2.3.4. Буровые растворы и материалы для вскрытия пластов.

2.3.5.Повышение скорости бурения - резерв качества вскрытия.

2.4. Контроль и оценка качества вскрытия продуктивных пластов. Совершенствование технических средств и технологии крепления скважин.

3.1.Повышение качества крепления глубоких скважин.

3.1.1.Технике - технологические решения по обеспечению надежности устья глубоких скважин.

3.1.2.Оборудование для спуска и цементирования обсадных колонн диаметром до 508 мм через бурильные трубы.

3.1.3.Технология цементирования обсадных колонн в условиях поглощения

3.2.Крепление скважин в условиях многолетнемерзлых пород (ММП).

3.3.Разработка тампонажных материалов.

3.3.1.Разработка и исследования безусадочного сероводородостон-кого цемента.

3.3.2.Разработка и испытание тампонажных материалов для низкотемпературных скважин.

3.3.3.Теплоизоляционный тампонажный материал.

3.3.4.Тампонажпый материал для цементирования эксплуатационной колонны в продуктивном интервале.

3.3.5.Разработка и испытание технических средств и технологических решений для цементирования скважин.

Разработка и совершенствование технологических процессов воздействия на П'ЗП при освоении скважин.

4.1.Выбор и исследование специальных систем для воздействия на ПЗП.

4.2.Технология солянокислотного воздействия и очистки ПЗП вязкоупругими системами.

Испытание и внедрение разработанных технических средств н технологических решений.

5.1 .Результаты промысловых испытаний бурения скважин с регулируемым давлением в системе "скважина-пласт".

5.2.Строительство горизонтальных скважин на месторождениях "Оренбурггазпрома".

5.3.Результаты испытания технико-технологических средств при креплении скважин.

5.4.Разработка и испытание элементов конструкций скважин в зонах распространения ММП.

5.5.Промысловые испытания технологических процессов воздействия на ПЗП

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин»

Актуальность проблемы.

В цикле строительства скважин процесс заканчиваиия является одним из основных и технологически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит оценка перспективности нового месторождения, а в эксплуатационных - дебит н ее надежность как долговременного объекта.

Комплекс работ по закаичнваиию скважин, включающий в себя проведение технологических операции, начиная от вскрытия кровли продуктивного пласта до получения стабильного начального дебита, является одним из главных этапов се строительства, так как именно он в конечном итоге определяет качество строительства скважины - получение достоверной геологической информации, способность доставлять на дневную поверхность нефть и газ с дебитами, близкими к потенциально возможным.

Заканчивание скважины это единый технологический процесс, состоящий из ряда взаимовлияющих операции: первичного вскрытия продуктивного пласта, разобщение пластов, вторичного вскрытия и освоения скважины. При этом главным направлением работ по повышению качества заканчиваиия скважин, является решение задач по максимально возможному сохранению проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основной причиной всех без исключения изменений состояния ПЗП является репрессия и длительность ее воздействия на продуктивные пласты. Наиболее пагубные последствия для пласта возникают при поглощениях промывочной жидкости и тампонажных растворов, обусловленных репрессией.

Применяемые в настоящее время способы и режимы вызова притока и освоения законченных бурением скважин не в полной мере обеспечивают очистку ПЗП и не способствуют увеличению дебитов скважин, что связано с недостаточно обоснованным выбором величины депрессии, состава и свойств жидкости обработки пласта, а также технологических режимов ее проведения.

Низкое качество вскрытия пластов, крепления и освоения скважин отрицательно влияет на их производительность и ведет к снижению конечной величины коэффициента нефтегазоотдачи.

В настоящее время общепринятым объективным показателем качества вскрытия пластов и заканчивания скважин является относительная продуктивность пласта, которая на месторождениях Западной Сибири в среднем едва превышает 50%.

Таким образом повышение надежности технологических процессов и качества вскрытия продуктивных отложений, крепления и освоения скважин является акгуальной научно-технической проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение.

Цель. Повышение эффективности и качества строительства скважин на этапах вскрытия продуктивных отложении, крепления и освоения, на основе обобщения исследований, разработки и внедрения технических и технологических решений, обеспечивающих надежность технологических процессов вскрытия пластов, снижение загрязнения прнзабойной зоны пласта, очистку и восстановление ее фильтрационных характеристик и повышения неф-тегазоотдачи.

Основные задачи.

1. Обосновать методические принципы анализа и оценки надежности проектных решений строительства скважин.

2. Обобщить и разработать методические основы выбора и оценки ограничений при проектировании технических средств, технологических процессов и операций по вскрытию продуктивных отложений, в том числе гори-зонтал ь н ы м и с ква жи н ам и.

3. Обобщить опыт и обосновать комплекс технических и технологических решений и материалов для повышения качества вскрытия и сохранения коллекторскнх свойств продуктивных отложений.

4. Разработать комплекс технических средств, тампонажных материалов и технологических решений, обеспечивающий надежность и качество крепления скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе при наличии аномально высоких и аномально низких пластовых давлений, многолетнемерзлых пород и др.

5. Провести исследования и разработать технологические процессы по очистке прнзабойной зоны и восстановлению фильтрационных свойств пласта и освоению скважин.

Методика исследования основана на анализе и обобщении собственных и опубликованных результатов промысловых, стендовых и аналитических исследований с использованием методов моделирования, математической статистики и теории надежности.

Защищаемые положения.

На защиту выносятся:

1. Совокупность научных разработок и положении, методик, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих надежность технологических процессов и качество строительства на этапах вскрытия продуктивных пластов, крепления и освоения скважин.

2. Методические основы анализа и оценки надежности проектных решений строительства скважин на этапе вскрытия продуктивных пластов в условиях высокой вероятности возникновения газоводонефтепроявлений.

3. Методические основы выбора и оценки ограничений на технологические процессы вскрытия продуктивных отложений, позволяющие на стадии проектирования и реализации проектных решений регламентировать интервал безопасного вскрытия пласта, предельные объемы поступления пластового флюида в скважину при газонефтеводопроявленни, плотность бурового раствора и устьевое давление при вскрытии пласта на депрессии.

4. Комплексный методический подход к выбору технических решений и тампонажных материалов для крепления скважин в условиях многолетне-мерзлых пород, с целью повышения качества крепления, устойчивости конструкций скважин и тепловой зашиты ММП.

5. Результаты промысловых и стендовых исследований импульсной очистки призабойной зоны пласта с применением вязкоунругнх систем с регулируемыми релаксационными и адгезионными свойствами.

6. Результаты внедрения и технико-экономические показатели основных технических и технологических решений и рекомендации.

Научная новизна. На основе методов теории надежности сформулирована и решена задача оценки надежности многовариантных проектных решений строительства скважин для этапа вскрытия продуктивных пластов в условиях высокой вероятности возникновения газонефтеводопроявлений.

Получены решения для определения предельных объемов поступления пластового флюида в скважину для произвольного сечения ствола при лик-видаци и газонефтеводонроявлен и й.

Промысловыми опытно-экспериментальными работами обоснованы комплекс ядерно-физических методик и технология их применения, позволяющие идентифицировать жидкость, отобранную при опробовании скважин, с фильтратом бурового раствора или пластовой водой.

Сформулированы и обоснованы принципы выбора технических решений и тампонажных материалов для крепления скважин в условиях криоли-тозоны.

Обоснована и экспериментально подтверждена эффективность импульсной очистки прнзабойной зоны пласта с использованием вязкоупругих систем с регулируемыми релаксационными и адгезионным и свойствами.

Практическая ценность н реализация в промышленности.

Основные положения диссертационной работы использовались при разработке: "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", Госгортехнадзор, 1993 и 1998 г.г.

Временной инструкции по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин", РАО "Газпром", 1997 г.

Инструкции по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и капитальном ремонте скважин", ОАО "Газпром", 2000 г.

Программ научно-исследовательских и опытно конструкторских работ в области строительства скважин в ОАО "Газпром".

Проектов разработки нефтяных и газовых месторождений России.

Основные результаты работы реализованы на производстве путем:

- включения в технические проекты на строительство нефтяных и газовых скважин;

- организации разработки, производства и внедрения материалов и химических реагентов для буровых и тампонажных растворов, в т. ч. кислото-растворимого утяжелителя КА-1, полисахарндного реагента (ПСБ), полианионной целлюлозы (ПАЦ), цемента для низкотемпературных скважин (Арк-цемент) и др.

- организации исследовании, разработки регламентирующих документов и внедрения технологий вскрытия продуктивных отложений, крепления скважин, гидроимпульсного способа очистки и солянокислотной обработки призабойной зоны пласта.

Основной объем внедрения осуществлен в производственных предприятиях ОАО "Газпром" и бывшего Миннефтепрома.

Фактический экономический эффект от внедрения в производство разработок составил более 500 млн. руб.

Апробация работы.

Основные научные, методические и прикладные результаты работы докладывались на научных конференциях и семинарах, в том числе международных, научно-технических советах и производственных совещаниях ОАО "Газпром" и бывшего Миннефтепрома включая:

- Всесоюзный научный семинар по гидравлике промывочных жидкостей (Баку, 1980 г.).

- Всесоюзную научно-практическую конференцию (Баку, 1982 г.).

- Республиканскую научно-практическую конференцию) Гомель, 1983г.).

- Всероссийскую научную конференцию "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (Москва, 1996 г.).

- Научно-технические советы ОАО "Газпром" (Ставрополь, 1996, 1997 и 1998 г.г.).

- Научно-практическую конференцию "Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды" (Тюмень, 1999 г.).

- 2-й Международный семинар "Горизонтальные скважины" (Москва, 1997 г.).

- Конференции Ассоциации буровых подрядчиков (Волгоград, 1998 и Москва, 1999-2000 г.г.).

- Международную газовую научную конференцию (Сан - Диего, Калифорния, США, 1998 г.).

Публикации. Основные материалы диссертации опубликованы в 78 работах, в том числе в 3-х монографиях и !8-ти авторских свидетельствах и патентах.

Введение

Буровые работы иа газ и нефть, а также при строительстве подземных хранилищ газа осуществляются в различных горно-геологических и климатических условиях. Принципиальные особенности регионов определяют проблемы строительства скважин, подлежащие решению для обеспечения успешного прироста запасов и наращивания объемов добычи и хранения углеводородного сырья. Среди этих проблем непосредственно определяющих успешность достижения поставленных целей, центральной является проблема повышения надежности и качества заканчивать скважин.

Отдельные задачи технологии заканчивать скважин решены в работах

A.Г. Аветисова, Ф.А. Агзамова, Н.Р. Акопяна, O.K. Ангелопуло, A.B. Амия-на, В.А. Амияна, М.О. Ашрафьяна, А.И. Булатова, М.С. Винарского,

B.И. Вяхирева, P.A. Гасумова, B.C. Данюшевского, IO.B. Желтова, К.Ф. Жн-гача, В.И. Знльбермана, Н.Х. Каримова, Б.В. Касперского, A.A. Клюсова, Я.М. Колотыркина, Ф.И. Котяхова, А.Т. Кошелсва, В.И. Крылова, А.К. Кук-сова, М.Р. Мавлютова, H.A. Мариампольского, А.О. Межлумова, Д.Н. Минца, А.Х. Мирзаджанзаде, Б.А. Никитина, А.Ф. Никитина, Д.Ф. Новохатского, Г.Т. Овнатаиова, А.И. Пенькова, В.М. Подгорнова, В.Н. Полякова, А.Г. Потапова, Ш.М. Рахнмбаева, И.Н. Резниченко, В.В. Ремизова, С.А. Рябоконя, В.И. Рябченко, Г.А. Ситдыкова, K.M. Тагирова, Ф.А. Требина, И.А.Швецова, Н.М. Шерстнева, Р.И. Шищенко, П.С. Шмелева, P.C. Яремийчука, A.M. Яса-шииа и др. Однако, в связи со сложностью и многогранностью проблемы до настоящего времени недостаточно полно разработаны научно-методические принципы анализа и оценки надежности проектных решений строительства скважин, а также отдельные технические средства и технологические процессы, являющиеся составной частью комплекса работ по заканчиванию скважин и повышающие надежность и качество скважины, как эксплуатационного объекта.

Ниже приводится анализ современного состояния технологии заканчивания скважин, а также результаты научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, выполненных и внедренных автором в течение многолетней работы в различных районах страны, характеризующихся сложностью горно-геологических условий.

1. Совершенствование технологии заканчивания скважин -главный резерв повышения их производительности | 1, 11, 13, 16, 26, 29,36,37, 41, 50,51, 56.|

Главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин, с точки зрения увеличения их производительности и повышения информативности, является решение задачи по максимально возможному сохранению проницаемости продуктивных пород в призабоПной зоне пласта (Г13П).

В настоящее время общепринятым объективным показателем качества вскрытия пластов и заканчивания скважин является относительная продуктивность пласта (ОП), равная отношению фактической его продуктивности к потенциально возможной. Показатель ОГ1 может быть определен как по данным гидродинамических исследований в скважинах (ГИС), так и на основании результатов экспериментальных исследований на натурных кернах из изучаемого объекта вскрытия.

Анализ результатов исследований выполненных различными специалистами показал, что применяемые технологии заканчивания скважин приводят к потерям их производительности по показателю ОП на 30 - 60%.

Так, согласно оценке качества вскрытия продуктивных пластов, проведенной МИНХ и ГП им. И.М.Губкина по более чем 4000 скважин Верейского, Самотлорского, Усинского, Днепро-Донецкого и Осташковского месторождений, продуктивность 50% скважин снижена в 2 раза, 25% - в 4 раза и 10% - в 10 и более раз относительно потенциально возможной. Обработка результатов ГИС, проведенная СибНИИНП по основным месторождениям Западной Сибири, показала, что показатель ОП»в скважинах, вскрывших нижнемеловые отложения, изменяется от 0,32 до 0,85, а в скважинах юрских отложении - ОП = 0,56 - 0,60.

Экспериментальные исследования на натурных кернах при оценке типовых технологий заканчивания скважин, проведенные в НПО"Буренне", в целом подтвердили эти результаты. Среднее значение показателя качества заканчивания скважин по Западно-Сибирскому региону, полученное на образцах песчаников нижнемеловых и юрских отложений Тюменского, Лор-Еганского, Самотлорского, Таллинского, Южно-Харампурского, Западно-Учутского и других месторождений, составляет 0,58.

Еще более низкие значения показателя качества заканчивания скважин отмечаются при вскрытии карбонатных коллекторов. По оценке результатов ГИС, проведенных ВНИИБТ по 11 скважинам на месторождениях Среднего Поволжья, величина ОП изменяется от 0,19 до 0,47, составляя в среднем 0,27.

Проведенная нами статистическая оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири показала, что в настоящее время относительная производительность скважин по показателю ОП в среднем едва превышает 50%.

Недостаточно высокие в целом значения показателей ОП предопрелелили актуальность проблемы повышения качества заканчивать скважин.

Основными причинами столь значительных потерь продуктивности нефтенасышенных пластов являются:

1. Несоответствие применяемых элементов технологии закапчивания скважин горно-геологическим условиям продуктивных пластов.

Когда разработанное для конкретных условий высокоэффективное технологическое решение механически переносится на другие объекты без учета их особенностей.

2. Отсутствие комплексного подхода к решению проблемы повышения качества заканчивания скважин.

Совершенствование только одного элемента технологии, например процесса первичного вскрытия пласта, не в состоянии решить проблемы повышения качества заканчивания скважины в целом из-за недостаточного совершенства последующих элементов - цементирования, перфорации и освоения.

3. Несовместимость отдельного элемента технологии заканчивания скважины с другими се элементами, обусловливающая снижение проницаемости ПЗП за счет образования нерастворимых осадков, эмульсий, высоковязких систем и т. п. в результате взаимодействия последовательно поступающих в пласт технологических жидкостей и их фильтратов.

4. Неучет особенностей порометрнческой характеристики коллектора и распределения минералов в составе межзернового цемента.

Обработка технологических жидкостей ПЛВ в крупнопористых коллекторах может увеличивать проницаемость зоны проникновения за счет резкого снижения поверхностного натяжения на границах раздела фаз, а в тонкопористых - уменьшать ее вследствие образования на стенках поровых каналов адсорбционных слоев.

Соляно-кислотное воздействие на коллектор может приводить к разрушению межзерновых связей скелета породы обрушению стенок поровых каналов и закупорке последних вплоть до полной потери проницаемости, как это отмечалось по данным керпового материала в юрских отложениях Запад-ио-Учутского месторождения.

5. Отсутствие надлежащей научно-методической базы для априорной оценки влияния отдельных элементов технологии заканчивания скважин на состояние ПЗП.

Основной причиной изменения состояния ПЗП является репрессия и длительность сс воздействия на продуктивный пласт. Неправильный выбор или несоблюдение проектных решений (параметров промывочных и цементных растворов, гидродинамических режимов промывки, цементирования, спуско-подъемных операций и глушения скважин при газонефтеводопрояв-лениях) усиливает негативное влияние указанных факторов. Наиболее пагубные последствия для пласта возникают при поглощениях промывочной жидкости и тампонажиых растворов.

На стадии первичного вскрытия продуктивных пластов глубина проникновения фильтрата бурового раствора составляет 0,8 - 1,2 м при одновременном снижении проницаемости коллектора для углеводородов на 15 - 40% по сравнению с первоначальной. Твердая фаза бурового раствора, проникая в поры пласта на глубину 3-5 мм, существенно (в Юн более раз) снижает проницаемость пристеночного слоя породы. Глубина проникновения твердой фазы буровых растворов в трещинных коллекторах может достигать нескольких метров, вследствие чего проницаемость флюидопроводяших каналов снижается вплоть до полной ее потери.

В процессе цементирования эксплуатационной колонны радиус зоны обводнения пласта буферной жидкостью и фильтратом цементного раствора достигает 0,2 - 0,3 м. При этом проницаемость зоны дополнительного обводнения остается примерно па том же уровне, что и после первичного вскрытия. Твердая фаза тампонажных растворов оказывает отрицательное влияние на коллектор лишь в случаях возникновения гидроразрыва пластов и поглощения цементного раствора при повышенных репрессиях на пласт.

Наиболее существенное влияние на изменение состояния ПЗП оказывает процесс вторичного вскрытия с применением водных растворов хлорида кальция или натрия. При скорости фильтрации перфорационной среды в пласт порядка 10"5 м/с при репрессии 2,5 - 3,0 МПа и продолжительности прострелочных работ в среднем 1 сутки общий радиус зоны обводнения увеличивается до 2 - 2,5 м, что даже при использовании качественных перфорационных сред, сохраняющих проницаемость коллектора на 85 - 90% существенно ухудшает условия притока пластовых углеводородов в скважину.

Применяемые в настоящее время способы и режимы вызова притока и освоения законченных бурением скважин не в полной мере обеспечивают очистку ПЗП и не способствуют увеличению начальных дебнтов скважин, что связано с недостаточно обоснованным выбором величины депрессии, состава и свойств жидкости обработки пласта.

Совершенствование технологии должно осуществляться в направлении повышения степени сохранения проницаемости коллектора и уменьшения радиуса обводнения пласта фильтратом бурового раствора. Решение этой задач» должно достигаться разработкой новых систем жидкостей вскрытия и химреагентов для их обработки. Другим направлением работ, является снижение репрессии и времени ее воздействия на продуктивные пласты за счет совершенствования системы обработки и очистки бурового раствора от твердой фазы, разработки техники и технологии бурения скважин на равновесии, повышения скорости вскрытия.

В части крепления скважин необходима разработка тампонажных растворов, материалов и реагентов для их приготовления, обеспечивающих низкую водоотдачу растворов и герметичность заколонного пространства. Кроме этого, для повышения качества крепи необходимо усовершенствовать технику и технологию цементирования скважин при минимальных репрессиях на продуктивные пласты.

Повышение продуктивности скважин может быть обеспечено за счет создания конструкции забоя открытого типа, создания горизонтального ствола в продуктивном пласте.

Строительство горизонтальных скважин позволит успешно решать возникающие проблемы, а именно: повысить продуктивность низкопроницаемых и маломощных коллекторов;

- дополнительно вводить в разработку хорошо проницаемые зоны, не вскрытые вертикальными скважинами, поскольку вероятность их пересечение при применении горизонтального бурения значительно выше, чем при строительстве вертикальных скважин;

- перевести часть непромышленных запасов в категорию промышленных, в связи с резким увеличением дебитов; регулировать процессы обводнения, в том числе увеличивать сроки безводной эксплуатации;

- повысить эффективность систем активного воздействия на пласт при разработке газоконденсатных и газоконденсатонефтяных месторождений, в том числе барьерного заводнения, закачки различных реагентов и растворителей;

- увеличить коэффициент нефте- и газоотдачи;

- уменьшить количество скважин на месторождении;

- отбирать нефть или газ из зон расположенных под недоступными участками земной поверхности (районы застроек, полигоны, заповедники, акватории).

При вызове притока и освоении скважин работы должны предусматривать мероприятия, обеспечивающие высокую степень очистки ПЗП от твердой и жидкой фаз рабочих жидкостей, применявшихся на предыдущих стадиях строительства скважины, и наиболее рациональный режим работы пласта в период эксплуатации скважины. В этой связи необходимо совершенствование способов вызова притока при оптимальных депрессиях на пласт с использованием азота, пенных систем, свабировання и других методов создания переменных забойных давлений. Кроме того, необходима разработка рабочих жидкостей, наиболее полно восстанавливающих проницаемость ПЗП при ее обработке на стадии освоения скважины.