Разработка технологических и методических решений по формированию фильтрационных корок буровых растворов для последующего эффективного разрушения при освоении скважины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Сулейменов Нуржан Султанулы

• Сулейменов Нуржан Султанулы
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Сулейменов Нуржан Султанулы

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ РАБОТЫ ПО ИТОГАМ АНАЛИЗА ПРОМЫСЛОВОГО ОПЫТА ОСВОЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С «ОТКРЫТЫМ» ЗАБОЕМ В ТЕРРИГЕННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ЮЖНО-ТУРГАЙСКОЙ ВПАДИНЫ

1.1 Опыт заканчивания скважин открытым стволом в условиях Южно-Тургайской впадины Республики Казахстан

1.2 Особенности формирования кольматационного экрана в призабойной зоне скважин с открытым забоем

ГЛАВА 2. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ПРЕДСТВАВЛЕНИЙ О ФОРМИРОВАНИИ И УДАЛЕНИИ КОЛЬМАТАЦИОННОГО ЭКРАНА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

2.1 Гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины

2.2 Повреждения околоскважинной зоны пласта в процессе заканчивания скважин открытым стволом

2.3 Закономерности фильтрации буровых растворов в пласт и роль фильтрационных корок

2.4 Расчет фракционного состава кольматанта для месторождении Южно Тургайской впадины

2.4 Химическое удаление корок и зависимость процесса от состава корок и окружающих условий

ГЛАВА 3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Влияния фильтрационной корки, зоны кольматации и зоны проникновения фильтрата на величину скин-фактора

3.2 Выявление наиболее значимых факторов, влияющих на снижение гидропроводности призабойной зоны скважин

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И МОДИФИКАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОНЫХ КОРОК НА ПРОНИЦАЕМЫХ ПОДЛОЖКАХ

4.1 Методика и условия проведения экспериментальных исследований

4.2 Формирование фильтрационной корки и зоны кольматации в условиях статической и динамической фильтрации

4.3 Влияние наполнителей на формирование фильтрационных корок

в процессе их образования

4.4 Фильтрация растворов и суспензий через предварительно сформированные фильтрационные корки

ГЛАВА 5. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УДАЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОНЫХ ЭКРАНОВ НА ПРОНИЦАЕМЫХ МОДЕЛЯХ КИСЛОТАМИ И КИСЛОТНЫМИ КОМПОЗИЦИЯМИ

5.1 Исследование процесса кислотного разрушения фильтрационных экрана кислотной обработкой

5.2 Восстановление фильтрационных свойств песчаных набивок

с глинистыми фильтрационными корками

5.3 Удаление фильтрационных корок буровых растворов в процессе кислотной обработки с учётом фракционного состава карбонатного наполнителя

ГЛАВА 6. ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ ПРИ ОСВОЕНИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ С ОТКРЫТЫМ ЗАБОЕМ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1. РУКОВОДСТВО ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОГО УДАЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ В НЕЦЕМЕНТИРУЕМОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

В УСЛОВИЯХ КАЗАХСТАНА

ПРИЛОЖЕНИЕ №2. ВЫПИСКИ ИЗ ПРОТОКОЛА ЗАСЕДАНИИ НАУЧНО -ТЕХНИЧЕСКОГО СОВЕТА НЕФТЯНЫХ КОМПАНИИ

ПРИЛОЖЕНИЕ №3. СПРАВКИ ВНЕДРЕНИИ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических и методических решений по формированию фильтрационных корок буровых растворов для последующего эффективного разрушения при освоении скважины»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. На месторождениях с терригенно-поровым коллектором в скважинах, заканчиваемых без спуска и цементирования эксплуатационной колонны в продуктивную часть разреза, возрастает значимость кольматацион-ного экрана (КЭ), который формируется при вскрытии пласта бурением в приза-бойной зоне пласта (ПЗП) в виде фильтрационной корки и зоны, закольматиро-ванной тонкодисперсной фазой. Достоинством КЭ является то, что он ограничивает проникновение фильтратов и тонкодисперсной фазы скважинных растворов в продуктивный пласт при вскрытии бурением, но при освоении КЭ является препятствием движению пластовых флюидов из пласта к скважине, затрудняя, тем самым, процесс вызова притока из продуктивного пласта при освоении.

Одним из самых востребованных способов создания надёжного КЭ в скважинах с «открытым» забоем, особенно с горизонтальным окончанием ствола, является использование наполнителя с оптимальным гранулометрическим составом. Использование в качестве наполнителя кислоторастворимых материалов (чаще всего, карбоната кальция) даёт возможность при освоении скважины удалить кислотной обработкой сформированный на стенках ствола скважины КЭ. Теоретически карбонат кальция полностью растворяется в кислотах, но на практике эффективность этой обработки зависит от ряда условий, среди которых: объёмное содержание и фракционный состав наполнителя в структуре фильтрационной корки; тип и концентрация кислоты; режим кислотной обработки. Обоснование оптимального состава наполнителя для формирования непроницаемого КЭ, обеспечивающего, в то же время, его эффективное удаление кислотной обработкой, является актуальной научно-технической проблемой, решение которой обеспечит повышение качества вскрытия продуктивного пласта бурением и, в тоже время, упростит вызов притока при освоении.

Цель работы. Разработать технологические принципы оптимизации состава карбонатного наполнителя буровых растворов, используемых при вскрытии продуктивных отложений бурением, с целью создания КЭ минимальной проницаемости, который в процессе освоения скважины эффективно разрушается кислотной

4

обработкой для восстановления гидродинамической связи пласта со стволом скважины.

Основные задачи исследования

1. На основе анализа научно-технической литературы и промыслового опыта заканчивания скважин в терригенно-поровых коллекторах Южно-Тургай-ской впадины Республики Казахстан оценить значимость влияния на гидродинамическое совершенство ПЗП в скважинах с «открытым» забоем фильтрационной корки (ФК) на участке пласта, закольматированного тонкодисперсной фазой бурового раствора (ЗК), и на участке пласта, заполненного фильтратом бурового раствора (УФ).

2. Осуществить аналитические и экспериментальные исследования роли структурообразующей фазы и кислоторастворимых наполнителей в формировании ФК и ЗК в ПЗП при вскрытии продуктивных отложений и в процессе освоения скважины.

3. Исследовать и оценить эффективность кислотного разрушения ФК, в зависимости от содержания и гранулометрического состава карбонатного наполнителя.

4. Сопоставить эффективность разрушения ФК при различных вариантах кислотных обработок.

5. Обосновать технологические принципы формирования ФК, обеспечивающие создание при вскрытии продуктивных отложений бурением КЭ, который эффективно удаляется кислотной обработкой.

6. Разработать рекомендации по применению технологических приёмов, обеспечивающих повышение гидродинамических характеристик «открытого» забоя за счёт формирования кольматационного экрана при вскрытии бурением и его кислотного удаления при освоении терригенно -поровых коллекторов Южно-Тургайской впадины Республики Казахстан.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на общих положениях методологии теоретических, промысловых и экспериментальных исследований, анализе и обобщении информации по данной проблеме, а также собственных результатов аналитических и экспериментальных исследований, которые проводились с использованием стандартного программного обеспечения ПЭВМ.

Научная новизна результатов исследования заключается в разработке технологических принципов выбора состава карбонатного наполнителя буровых растворов, обеспечивающего при вскрытии бурением продуктивных отложений создание кольматационного экрана минимальной проницаемости, который полностью удаляется кислотной обработкой в процессе освоения, что подтверждено следующими выводами:

1. Формирование кольматационного экрана обеспечивается при наличии в структуре фильтрационной корки до 6% по массе от её объёма фазы, содержащей не менее 70% частиц размером от 20 до 160 мкм, при ограничении объёма крупных фракций наполнителя размером выше 200 мкм, которые затрудняют формирование низкопроницаемой фильтрационной корки при бурении и её разрушение кислотой при вызове притока.

2. При фильтрации кислоты через фильтрационную корку с избыточным содержанием крупных фракций карбонатного наполнителя, остаются фрагменты фильтрационной корки, которые препятствуют полному восстановлению гидродинамической связи пласта со стволом скважины.

3. Использование 15%-ой сульфаминовой кислоты для разрушения кольмата-ционного экрана эффективнее по сравнению с другими кислотными составами, при минимальном перепаде давления.

Положения, выносимые на защиту

1. При контакте высокопроницаемого коллектора с буровым раствором, содержащим тонкодисперсный наполнитель, в момент вскрытия продуктивного пласта бурением образуется полноценный кольматационный экран; сформированная при

этом структура фильтрационной корки практически не меняется при последующих промывках скважины различными суспензиями.

2. Объёмное содержание и дисперсность кислоторастворимых наполнителей в буровом растворе для формирования кольматационного экрана при бурении высокопроницаемых коллекторов должны определяться с учётом гидравлической программы промывки, типа коллектора, эффективности разрушения и удаления экрана при освоении скважины.

3. При воздействии кислоты на кольматационный экран, сформированный с избыточным содержанием крупных фракций наполнителя, на поверхности ствола скважины остаются фрагменты фильтрационной корки, которые препятствуют очищению ствола скважины.

4. Эффективное удаление кольматационного экрана, сформированного карбонатным наполнителем, происходит при увеличении продолжительности реакции за счёт использования 15% сульфаминовой в режиме кислотной ванны.

Степень достоверности результатов исследования. Эксперименты выполнялись путём использования принятых в исследовательской практике методик планирования экспериментов, обработки их результатов и сопоставления с промысловыми наблюдениями и результатами исследований других авторов, что обеспечило необходимый уровень достоверности полученных результатов. Научные положения, выводы и рекомендации наглядно отражены в приводимых иллюстративных материалах.

Практическая ценность

1. Разработано Руководство по повышению эффективности кислотного удаления фильтрационной корки в не цементируемом стволе скважины в условиях Казахстана, принятое НТС нефтяных компаний АО «Петро Казахстан Кумколь Ресор-сиз» и АО «СНПС - Ай Дан Мунай» к использованию при вскрытии продуктивных пластов бурением на месторождениях Южно-Тургайской впадины.

2. Основные результаты работы используются в курсах лекций «Заканчивание скважин» и «Технологические основы освоения и глушения скважин» в Российском Государственном университете нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и Кызылординском Государственном университете имени Коркыт Ата.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались на VII Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУ им. И.М. Губкина, 2007 г.), VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ им. И.М. Губкина, 2007 г.), VI Международной конференции «Ресурсовоспроизводя-щие малоотходные и природоохранные технологии освоения недр» (Казахстан, КарГТУ, 2007 г.), Республиканской научно-практической конференции, посвященной 80-летию академика Ш. Есенова на тему «Минерально-сырьевые ресурсы Приаралья: освоение, проблемы и перспективы развития» (Казахстан, КГУ им. Коркыт-Ата, 2007 г), Международной научно -технической конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан» (Казахстан, КазНТУ им. К.И. Сатпаева, 2007 г.), VII Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи» (Москва, 2008 г.); Конкурсе молодых ученых «Жас талап» (КГУ им. Коркыт Ата, 2008 г.); на научных семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (2008 - 2012 гг.), XV международной молодежной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2014» (Ухта, 2014), 69-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2015» (Москва, 2015), Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности (Москва, 2017), II Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения» (Краснодар, 2018), Международной научно -практической конференции «Наука и технологии в нефтегазовом деле» (Армавир, 2018), Международной конференции Рассохинские чтения (Ухта, 2017,2019).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе четыре работы в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 138 наименований и трёх приложений. Материалы диссертации изложены на 154 стр., включая 14 таблиц и 43 рисунков.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность зав. кафедрой, проф. Александру Сергеевичу Оганову, проф. Евгению Григорьевичу Леонову, проф. Виктору Ивановичу Крылову, проф. Сергею Липпаритовичу Симонянцу, проф. Виктору Павловичу Зозуле, ст. преп. Андрею Николаевичу Костюченко, ст.науч.сотр. Сергею Фёдоровичу Вязниковцеву за ценные замечания и советы при работе над диссертацией. Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю проф. Валерию Михайловичу Подгорнову.

ГЛАВА 1. ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ РАБОТЫ ПО ИТОГАМ АНАЛИЗА

ПРОМЫСЛОВОГО ОПЫТА ОСВОЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С «ОТКРЫТЫМ» ЗАБОЕМ В ТЕРРИГЕННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ЮЖНО-ТУРГАЙСКОЙ ВПАДИНЫ 1.1 Опыт заканчивания скважин открытым стволом в условиях Южно-Тургайской впадины Республики Казахстан

На ряде месторождений с терригенно-поровым коллектором Южно-Тургай-ской впадины Республики Казахстан горно-геологическая обстановка позволяет заканчивать скважины «открытым» забоем без зацементированной обсадной колонны.

Так на месторождении Арыскум Кызылординской области породы-коллекторы представлены конгломератами и песчаниками. В одном интервале отбора керна слои, представленные выделенными разностями крупнообломочных пород и песчаников, крупнообломочные разности залегают в подошвенной части продуктивного М-11 горизонта.

Конгломераты мелко-среднегалечные, массивные, от средне до слабосцемен-тированных. Галька осадочных пород сцементирована серым, буровато -серым по-лимиктовым песчаником с известково-глинистым цементом.

Песчаники крупнозернистые, среднезернистые, мелкозернистые серые и буровато-серые, слабосцементированные карбонатно-глинистым цементом.

Окатанность и сортировка обломочного материала самая разнообразная. Количество окатанных и полуокатанных зерен выше в мелкозернистых хорошо отсортированных песчаниках и уменьшается в крупнозернистых и разнозернистых песчаниках, в гравелитах преобладают полуокатанные и угловатые частицы, сортировка чаще плохая.

Цемент глинистый (5-15%), карбонатный (10%), распределен неравномерно, за счет чего присутствуют высокопроницаемые участки. Поровое пространство песчаников представлено первичными, остаточными порами в межзерновом пространстве. Первичные, остаточные поры играют основную роль, их содержится в

песчаниках до 20-25%. Внутризерновые поры встречаются, но их вклад в пористость незначительный.

В породах-коллекторах содержание кварца составляет 35-65%; калиевых полевых шпатов 5-25%; плагиоклазов 10-25%; карбонатов, представленных в основном кальцитом, 1-25%; глинистых минералов 5-25%. Глинистые минералы представлены в среднем на 75% группой минералов, содержащей иллит, иллит+смек-тит, слюду, на 10% - хлоритом и на 15% - каолинитом.

Сопоставление соотношений проницаемость (Кпр) -пористость (Кп) для выделенных литотипов (крупнообломочные породы и песчаники) пород показывает, что емкостно-фильтрационные свойства и связь Кпр-Кп для продуктивных меловых отложений и отложений верхней части акшабулакской свиты определяются, главным образом, структурной характеристикой пород. По керну коллекторы М-II горизонта чаще представлены крупнообломочными породами (10 и более % частиц раз-мером>1-2 мм), реже песчаниками.

Коллекторы продуктивных горизонтов относятся к гранулярным коллекторам порового типа.

На месторождении Арыскум пробурены 10 горизонтальных скважин для отбора нефти из продуктивных отложений горизонта М-П (IX, VIII и VII блоки). Геологические и геофизические характеристики пород пласта М-II, вскрытого в скважинах АК-3гор, 4гор, 6гор (блок IX), АК-1гор, 7-гор, 8-гор, (блок VIII) и АК-2гор, 9гор, 5гор (блок VII ) дают возможность допустить их однородность по составу и типу фильтрующей структуры (гранулярный коллектор порового типа, коэффициент песчаностости в диапазоне 0,84- 0,88; коэффициент расчленённости в диапазоне 1,9-2,4; пористость 9,8 - 20,2%; проницаемость 0.05-0.3 мкм2). Свойства пластовой нефти в блоках практически не различаются, глинистость составляет в среднем 15,88%, среднее значение карбонатности 10%.

На всех скважинах с горизонтальным стволом вызов притока при освоении скважин осуществлялся свабированием. Дебит, полученный при вызове притока, в процессе отбора нефти в скважинах чаще всего увеличивается и стабилизируется в

течение от нескольких суток до месяца. Разница значений начальных и установившихся дебитов увеличивается с увеличением длины горизонтального ствола в продуктивной зоне [102].

Увеличение дебита с увеличением площади фильтрации закономерно, обращает внимание на себя то, что разница между дебитом, установившимся в процессе стабилизации притока в скважину, и начальным дебитом, полученным при вызове притока, растёт с увеличением длины ствола показана на рисунке 1.1.

о

500

450

400

350

5 300 х

I 250 ш

т о

£ 200

ю 0) ч

150 100 50 0

1

5

7

у = 89 065е000 0,801 39х 8 4

3

30 9 у = 7,5413е 2 а0,0017х а,

п Р = 0,757 --1 Г

—1 -И- 1

250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950

длина открытого забоя горизонтальных скважин, м

♦ начальный дебит ■ установившийся дебит

Рисунок 1.1 - Зависимость начальных и установившихся дебитов от длины горизонтального ствола скважин месторождений Арыскум (горизонт М-П) и Арысское (скв. № 30 горизонт Ю-0-3)

Причиной такой закономерности являются фильтрационные барьеры, которые формируются в ПЗП в результате более продолжительного контакта призабойной зоны ствола с буровыми растворами в процессе заканчивания, а также за счёт гидродинамических особенностей промывки горизонтальных стволов.

Репрессия на пласт в вертикальной скважины практически не изменяется по длине ствола, так как гидродинамическому давлению в скважине при углублении противостоит пластовое давление, которое увеличивается с глубиной.

В горизонтальном стволе пластовое давление практически остаётся неизменным с увеличением длины ствола, а гидродинамическое давление растёт пропорционально длине ствола, что в результате приводит к увеличению репрессия на пласт и способствует упрочнению КЭ в ПЗП на стенках горизонтального ствола. Традиционные методы освоения скважины в этих условиях могут не обеспечить приток из коллектора из-за загрязнения ПЗП [84,85].

Результаты моделирования загрязнения ПЗП горизонтальных скважин с использованием цилиндрической системы координат показали, что продуктивность скважин по этой причине может снижаться на 50% и более [71].

Математическое моделирование, проведённое Бондаренко В.В. [ 21], показало, что для сохранения дебита закольматированной горизонтальной скважины надо увеличить депрессию в 5 раз.

1.2 Особенности формирования кольматационного экрана в призабойной зоне скважин с открытым забоем

Заканчивание скважины ставит цель ограничить фильтрацию технологических жидкостей в призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) при вскрытии бурением, но при освоении обеспечить максимальное восстановление исходной проницаемости коллектора.

В этой связи при строительстве скважин определяющее значение имеют конструкция забоя и процесс формирования ПЗП. Конструкция призабойной части скважины разобщает напорные горизонты, сохраняет устойчивость ствола и обеспечивает проведение технологических операций и ремонтно - изоляционных работ.

Конструкция забоя скважин выбирается с учётом геологических условий размещения газоводонефтенасыщенных пропластков, типа коллектора и свойств пород продуктивного горизонта. Потенциально высокий уровень гидродинамиче-

ского совершенства забоя имеет конструкция с открытым стволом, так как продуктивная часть коллектора остается полностью или частично не перекрыта эксплуатационной колонной, что обеспечивает наибольшую площадь фильтрации по сравнению с остальными вариантами заканчивания скважин. Но при этом варианте за-канчивания повышается требование к качеству вскрытия пласта, которое зависит от состава и свойств применяемого раствора, режимов промывки и бурения, а также от степени влияния различных этапов заканчивания скважин на гидродинамическую связь пласт - скважина. Пример влияния воздействий на различных этапах заканчивания скважины на начальный дебит скважин в процессе освоения приведены на рис. 1.2. В таблице 1.1 даны параметры бурового раствора использованные при вскрытии продуктивного пласта.

Таблица 1.1- Параметры бурового раствора

Свойства бурового раствора:

Плотность 1,08-1,10 г/см3

Условная вязкость 35-40 с

Водоотдача 4-6 см3/30 мин.

СНС через 1/10мин. 15/40 мгс/см2

рН 8-9

Многофакторный анализ влияния этапов заканчивания скважин на добычные характеристики скважины подтверждает то, что между технологическими параметрами этапов заканчивания скважин и эксплуатационными характеристиками (удельным дебитом скважин, дебит, гидородинамическое совершенство ПЗП и др.) существуют непосредственная зависимость. К этим параметрам относятся репрессии на пласт: при бурении, цементировании, перфорации. При этом довольно часто наибольшие влияние на снижение удельного дебита скважин оказывают репрессии при цементировании эксплуатационных колонн [94] (смотреть рисунок 1.2).

0,45

0,4

0,35

0,3

0,25

Я 0,2

0,15

0,1

0,05

0

*

вскрытия освоения

крепления цементирования перфорация

Виды операции

вызов притока

Рисунок 1.2 - Распределение весомостей воздействия этапов заканчивания на начальную продуктивность скважин по подсолевым отложениям месторождения Кенкияк [92]

Очень часто при наличии этих ограничений прибегают к сплошному цементированию продуктивной толщи с последующей перфорацией, так как этот вариант конструкции забоя реализуется с меньшими затратами времени и средств. Но гидродинамические характеристики ПЗС в этом случае существенно ухудшаются, что сказывается на эксплуатационных качествах скважины.

На основании обширного статистического анализа А.Е. Нижник, И.О. Лебедев, А.К. Куксов установили, что цементирование является одним из источников серьезного загрязнения ПЗП, в результате которого удельная продуктивность скважины снижается на 35% [91]. Про этому исключение этой операции из процесса формирования забоя даёт возможность сохранить фильтрационные характеристики ПЗП. С другой стороны, изоляция пород, находящихся выше кровли продуктивной толщи, даёт возможность использовать буровые растворы для вскрытия продуктивной толщи со свойствами, обеспечивающими лучшую сохранность коллектора.

Скважины с «открытым» забоем имеют увеличенную фильтрующую поверхность ствола в продуктивной толще (до 0,5 м 2 на 1 м ствола, против 0,03-0,07 м2 на 1 м ствола в перфорированном стволе) и обеспечивают более высокую продуктивность. Для скважин с горизонтальными стволами эта особенность «открытого» забоя имеет особо важное значение.

Однако, «открытый» забой имеет целый ряд ограничений, которые связан: с низкой прочностью пород, находящихся в необсаженном интервале ствола; с наличием зон интенсивного притока посторонних фаз (напр., пластовых вод); с активным выносом «песка» из продуктивной зоны.

Основным ограничением для использования конструкции «открытый забой» является устойчивость пород продуктивной толщи [95 и др.], при наличии которой продуктивный пласт можно не цементировать и укрепить фильтром (смотреть рисунок 1.3, в,г), но при этом обеспечить высокий уровень гидродинамической связи пласт-скважина при вызове притока в процессе освоения.

Рисунок 1.3 - Схемы забойного заканчивания горизонтальных скважин открытым стволом.а) - открытый забой; б) фильтьр-хвостовик со щелевидными отверстиями; в) фильтр- хвостовик с заколонными пакерам

В промысловой практике в настоящее время имеется целый арсенал технических средств и технологических приёмов, которые дают возможность обеспечить высокие эксплуатационные качества скважины, не прибегая к сплошному цементированию продуктивной толщи. Прежде всего это использование фильтров-хвостовиков, которые позволяют закрепить ствол скважины в его призабойной части, что даёт возможность повысить депрессию на пласт, а следовательно, и приток флюида к скважине [58,59].

Современные забойные фильтрующие системы не только фильтруют пластовые флюиды, но и упрочняют стенки скважины. Так «расширяющиеся» песчаные фильтры держат нагрузку до 70 МПа [53].

При использовании «открытого» забоя, кроме проблем с устойчивостью ствола, существенную роль имеет фильтрационный экран (КЭ) на проницаемых стенках ствола скважины, который формируется при вскрытии бурением на проницаемых породах в виде фильтрационной корки (ФК), пристенной зоны пласта, за-кольматированной тонкодисперсной фазой бурового раствора (ЗК) и зоны проникновения фильтрата бурового раствора (УФ).

Для скважин, в которых продуктивная зона обсажена перфорированной обсадной колонной, влияние КЭ на начальный дебит менее заметно, так как в результате вторичного вскрытия КЭ частично или полностью преодолевается перфорационными каналами. При вызове притока в скважине с «открытым» стволом КЭ затрудняет приток пластовых флюидов в скважину и должен быть удалён. То есть в процессе заканчивания скважины при вскрытии продуктивного пласта бурением КЭ должен затруднять фильтрацию в пласт, но вызов притока пластовых флюидов может быть полноценным при удалении ФК и ЗК.

Удалению ФК и ЗК способствуют кислоторастворимые наполнители в буровых растворах, которые обеспечивают поверхностную кольматацию и при освоении разрушают КЭ соляной кислотой [60, 62-64, 73]. Эффективность такой технологии весьма высокая, так как взаимодействие карбонатных минералов с соляной кислотой характеризуется 98%-ным растворением. Фильтрационные свойства таких растворов обеспечиваются оптимальным фракционным составом для обеспечения поверхностной кольматации и полимерными реагентами - понизителями водоотдачи, которые однако, проникая в коллектор, создают дополнительные фильтрационные сопротивления движению флюидов. [67-76].

Низкопроницаемые КЭ формируют высококачественные глинистые растворы,

но их структурообразующая основа трудно поддаётся химическому разрушению и

плохо вымывается из порового пространства породы из-за высокой адгезионной

активности. Разработка условий эффективного разрушения ФК и ЗК упростит

17

освоение скважин и повысит их продуктивность. Для ФК это означает низкую проницаемость при фильтрации в пласт и удаление при вызове притока для свободной фильтрации пластовых флюидов.

Цель настоящей работы - повышение эффективности кислотного разрушения ФК и ЗК за счёт оптимизации состава твёрдой фазы буровых растворов с целью создания КЭ минимальной проницаемости при вскрытии продуктивных отложений бурением, который в процессе освоения скважины удаляется кислотной обработкой для восстановления гидродинамической связи пласта со стволом скважины.

Научная новизна поставленной цели заключается в том, что впервые исследуются процессы кислотного разрушения ФК с карбонатным наполнителем в зависимости от фракционного состава и распределения карбонатного наполнителя в структуре ФК.

ГЛАВА 2. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ПРЕДСТВАВЛЕНИЙ О ФОРМИРОВАНИИ И УДАЛЕНИИ КОЛЬМАТАЦИОННОГО ЭКРАНА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН 2.1 Гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважины

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сулейменов Нуржан Султанулы, 2020 год

Литература

1. Ахметшин X. M., «Технологии заканчивания скважин на Усть-Ваховской площади Самотлорского месторождения», Материалы IV международной конференции «Строительство и ремонт скважин», Москва, 2006.

2. Евстифеев C.B., Панкратов Д.А., Подгорнов В.М., Сулейменов Н.С. Формирование и восстановление эксплуатационных качеств призабойной зоны скважин // Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи: Труды VII Международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008.

3. Иванов С.И. Булатов А.И. Качмар Ю.Д. и др. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин. Книга 2.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

4. Крылов В.И., Крецул В.В. Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом. //Бурение и нефть, 2005 -№10.

5. Патент РФ № 2540767:25.11.2013 Воеводкин B.J1., Нацепинская А. М., Гаршина О. В., Ильясов С. Е., Кохан К.В., Гребнева Ф. Н.

6. Сулейменов Н.С., Мосесян М.А., Подгорнов В.М. Удаление фильтрационных корок кислотной ванной, НТЖ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007, № 2.

7. Токунов В.И, Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2004.

ПРИЛОЖЕНИЕ №2

ВЫПИСКИ ИЗ ПРОТОКОЛА ЗАСЕДАНИИ НАУЧНО - ТЕХНИЧЕСКОГО

В мл иска И1 протокола заседания нау'шо-техннчеекши сиветн

неф®егой компании АО «I кгроКазахстан Кумкопь Рсссфсиз»

Слушали: СооЯлтепие сонета-геля Российского государственного университету ыяф-щ и шиа им. И. М. Губкина Сулейченоиа НС. о разработанной им технологии ш> по^шеыию .эффективности тотсяотплт удаления фшь^рацясврой корксгр леттемен~ируе\то\1 стполе ^кв^жйии:.

В основу предложенной технологии положены результаты зтадгганЗЕМешзщьных ррйкдйвалий, ко! ори« лика^ывают следующей!

р повышение .эффекта вноечи кнелошого воздействия на фильтрационную корку па стенках: скважины и продуктнгенпй йойй коллектора достигается ^а счет введении кислсфорасгиюртг^ого наполнителя в ЕМсюйОй рцепшр при иекрыпти пласта бурением и использования кислотных композиций при обработке прйЯйбойтгсж юкы пласта.

■ с учетом сохрпиемня приемлемых фильтраиконных счойстл раствора и обеспечения пф фиктивного кислотного разрушении фшшграцконной корки етедшеш рация наполнителя в буровом ристворе должна составлять от 5и до 60 КГ на >1Э рястпяра (при меньшей концентрации снижается результативность тйгслдгйдЫЬ разрушении оильтранчонной корки, а при большей концентрации суглеетвенно увглгчивдетея иронии аемость кор.ргя),

■ иш ккслотлпе рачрушйиИй етрухтурм фиттьтрйцндаьщл. корок и болыгтен степепи плияет фаза наполнителя, раэмерШ меньше 200 мк.ч, обладающей большей поверхностью киьпакга ¿о струтпуроойпаяующей Зоновой. Увеличение доли этих частиц л нацщщн№ле благоприч'|"С'1йует кислотному ржрушелию фильтрационной кирки НО ьеей игоперхносЖ. Крупводисперснауг фаза наполнителя провоцирует очаговый карсту- кислотного разрушения корки.

• н качестве кислотной композиции для удаления ф и; п л' ради оннон К0р1Ш ^Н^КТИВДО &улт.фамн новую кислоту в

концентрацией не более 15 % и режиме минимальной репрессии На гнтаст.

СОВЕТА НЕФТЯНЫХ КОМПАНИИ

«Утверждаю»

НйчэДыгйь' птдегта. Бурение

При обсуждении начальник отдела бурения С. Джилкаманов и ведущий геолог М. Мамбетов предложили использовать предложенную инновационную разработку при бурении скважин месторождений Арыскум, т.к. она позволит повысить эффективность восстановления гидропроводности призабойной зоны и увеличит продуктивность скважины при вызове притока.

Постановили: Разработку соискателя Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина Сулейменова Н.С. по повышению эффективности кислотного удаления фильтрационной корки в нецементируемом стволе скважины одобрить и рекомендовать к использованию при вскрытии продуктивного пласта бурением на месторождений Арыскум.

Председатель НТС

Секретарь НТС

«Утверждаю»

Заместитель начальника отдела разработки АО «СНИС Ай Дан Муттай» _ dfy&LutsА.К. Сердатнеиа

/ s ■* I Г* ""f

«27» сентября 2019 г.

Выписка из протокол!) шеечапнм научно-технического совета

нефтяной компании АО «С1ШС Лй Дли Муттай»

Слушали: Сообщение соискачеля Российского государственного университета пефти к газа им. И. М. Губкина Сулеймснова U.C. о разработанной им технологии но позытеиию пффекти вносш кислотного удаления фильтрационной кирки в нецементлруемом стволе екпажины.

В основу предложенной технологии положены реиулыачы экспериментальны* исследований, коюрые показывают следугощсс:

« повышение иЬфектинмосчи кислотного воздействия на фильтрационную корку Hti стенках скважшты п продуктивной зине коллектора достигается за счет зведишя кнелоюраогворикого наполнителя a буровой раствор при вскрытии пласта бурением я использования кислотных композиций при обработке иризабоНной зоны пласта.

• с учёюм сохранения приемлемых ф и л ыраиионных свойств раствора и обеспечения эффективно; о кисло шого разрушения фильтрационной корки концентрация наполни имя в буровом растворе должна составлять от 50 до 60 кг на м:' раствора (при меньшей концентрации снижается рсзулыативяоет.ь КИСЛОТНОГО разрушения фильтрационной корки, а при большей концентрации существенно увеличивается проницаемость корки).

• на кислоюное разрушение структуры фильтраиионных корок и болт,птей степени влияет фана наиолиите.ш, размером меньше 200 мкм. обладающая большей поверхностью контакта со структурообразующей ОСНОВОЙ. Увеличение доли этих частиц а панолнигвие благоприятствует кислотному разрушению фильтрационной корки по всей поверхiiiiciи. Крупнодиспсрсная фаза наполнителя провоцирует очаговый характер киелогного разрутепия корки.

• В качестве кислотной композиции для удаления фильтрационной корки jcjacKixisHO использовать сульфамиииную кислоту с концентрацией не более 15 % в режиме минимальной репрессии па I шас г.

При обсуждении заместитель начальника отдела разработки А.К. Сердалиева и ведущий инженер по пластам С.С. Сейтжанов предложили использовать предложенную инновационную разработку при бурении скважин месторождений Арысское, т.к. она позволит повысить эффективность восстановления гидропроводности призабойной зоны и увеличит продуктивность скважины при вызове притока.

Постановили: Разработку аспиранта Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина Сулейменова Н.С. по повышению эффективности кислотного удаления фильтрационной корки в нецементируемом стволе скважины одобрить и рекомендовать к использованию при вскрытии продуктивного пласта бурением на месторождений Арысское.

Председатель НТС

Секретарь НТС

ПРИЛОЖЕНИЕ №3

СПРАВКИ ВНЕДРЕНИИ

Kazakhstan

К и т А" о / /? esoLirc&s

В Диссертационный совет Д 212.200.15 119991, Москва, Ленинский пр-т., д.65

Справка о внедрении

Настоящим подтверждаем, что по решению научно-технического совета АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» (протокол №4 от 02.10.2019г.) - «Рекомендации по кислотному удалению фильтрационных корок в продуктивной части ствола скважин на месторождениях Южно-Тургайской впадины», разработанные на основе диссертации Сулейменова Н.С.: «Разработка технологических и методических решений по формированию фильтрационных корок буровых растворов для последующего эффективного разрушения при освоении скважины» были использованы при разработке рецептур биополимерных буровых растворов с целью повышения эффективности заканчивания горизонтальных скважин открытым стволом на месторождении Арыскум.

В результате, по сравнению с ранее применявшимися бентонитовыми растворами, была получена более высокая степень восстановления проницаемости стенок ствола скважины при кислотном удалении фильтрационных корок и, как следствие этого, при освоении скважин отмечено повышение начальных дебитов (в среднем на 10-15%), что свидетельствует об актуальности и практической полезности работы, выполненной Сулейменовым Н.С.

Начальник отдела бурения АО «ПетроКазахстан Кумколь Рес

С. Джилкаманов

005468

"СНПС-АЙ ДАН МУНАЙ" АКЦИОНЕРЛ1К КОГАМЫ

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "СНПС-АЙ ДАН МУНАЙ"

» Тел: [phone], 20-03-99, 20-04-21 факс: [phone]

Республика Казахстан, 120018, г. Кызылорда, пр. Н. Назарбаева, 9 E-mail: Aidan.Munai®cnpc-adm.kz

Исх. № от « 0$ » 2020г.

В Диссертационный совет Д 212.200.15 119991, Москва, Ленинский пр-т., д.65

Справка о внедрении

Настоящим подтверждаем, что по решению научно технического совета АО «СНПС Ай Дан Мунай» (протокол №3 от 27.09.2019 г.) «Рекомендации по кислотному удалению фильтрационных корок в продуктивной части ствола скважин на месторождениях Южно Тургайской впадины», разработанные на основе диссертации Сулейменова Н.С.: «Разработка технологических и методических решений по формированию фильтрационных корок буровых растворов для последующего эффективного разрушения при освоении скважины» были использованы при разработке рецептур биополимерных буровых растворов с целью по повышению эффективности заканчивания горизонтальных скважин открытым стволом на месторождений Арысское.

В результате, по сравнению с ранее применявшимися бентонитовыми растворами, была получена более высокая степень восстановления проницаемости стенок ствола скважины при кислотном удалении фильтрационных корок и, как следствие этого, при освоении скважин отмечено повышение начальных дебитов (в среднем на 10-15%), что свидетельствует об актуальности и практической полезности работы, выполненной Сулейменовым Н.С.

Заместитель начальника отдела разработки АО «СНПС-Ай Дан Мунай»

А.К. Сердалиева