Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Ипполитов, Вячеслав Васильевич

• Ипполитов, Вячеслав Васильевич
• доктор технических наук
• 2002

Оглавление диссертации доктор технических наук Ипполитов, Вячеслав Васильевич

Введение б

Основы системного подхода к исследованию сложных объектов и их приложение к технологическим процессам строительства скважин

Методы системных исследований: понятие, принципы, методология

Геолого-техническая система «Скважина-углеводородная залежь». Основные свойства и характеристики, иерархическая схема

Основы системного подхода по решению технологических проблем строительства скважин 29 Выводы

Анализ ключевых проблем строительства скважин и их современного состояния

Постановка задачи

Технология бурения скважин до кровли продуктивных отложений в сложных геолого-технических условиях.

Технология первичного вскрытия продуктивных отложений в разведочных и эксплуатационных скважинах

Технология разобщения пластов при креплении скважин

Теоретическая и промысловая оценка гидравлических и технических характеристик конструкций забоя скважины

Факторы, сдерживающие развитие работ по совершенствованию конструкций глубоких скважин 47 Выводы

Теоретические предпосылки по реализации системных решений в технологических процессах строительства скважин

Постановка задачи

Современные философские представления о развитии материальных систем

Основные характеристики гидродинамического состояния системы «скважина п пластов»

Методические принципы повышения уровня организации технологических процессов в бурении 67 Выводы

Методы контроля и управления техническим состоянием ствола и гидродинамическим поведением скважин

Постановка задачи

Особенности геолого-технических условий строительства нефтяных и газовых скважин

Методы контроля и промысловой оценки технического состояния необсаженного ствола скважины

Промысловая характеристика гидродинамического поведения скважины в процессе промывки, бурения и СПО

Использование показателей технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины в техническах расчетах

Технология струйной обработки ствола в процессе бурения и заканчивания скважин

Классификация струйных методов обработки ствола

Технологические параметры струйной обработки приствольной зоны горных пород

Технология и техника гидроакустической виброволновой обработки стенок скважины

Изоляция поглощающих пластов нагнетанием тампонажных смесей

Промысловая оценка фильтрационных характеристик поглощающих пластов

Классификация поглощений и выбор методов изоляции

Технологические схемы и режимы нагнетания тампонажных смесой в зону поглощения

Выводы

Методы совершенствования конструкций глубоких скважин

Постановка задачи

Основные факторы, сдерживающие развитие работ по совершенствованию конструкций скважин

Разработка методических подходов совершенствования конструкций скважин 166 Технологический комплекс по совершенствованию конструкций разведочных и эксплуатационных скважин 175 Лабораторные исследования и разработка промывочных жидкостей с отверждаемой твердой фазой 179 Выводы

Технология и техника комбинированного разобщения пластов при креплении скважин

Постановка задачи

Технология комбинированного разобщения пластов при креплении скважин

Механизм формирования прискважинного гидроизолирующего экрана

Промысловые испытания комплексной технологии комбинированного разобщения пластов

Метод расчета технологических параметров процесса установки водоизолирующих экранов

Результаты комбинированного разобщения пластов и заканчивания скважин открытым забоем

Технология заканчивания скважин открытой или комбинированной конструкцией забоя

Краткие теоретические и прикладные обоснования 220 Технология и техника формирования конструкции забоя

Преимущества и область эффективного применения технологий комбинированного разобщения пластов и формирования открытого забоя скважин

Выводы

Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы

Постановка задачи

Методы лабораторных исследований: методика, материалы, обрудование

Облегченные тампонажные растворы. Технологические и структурно-механические свойства раствора - камня

Исследование влияния стеклянных микросфер на плотность раствора и прочность тампонажного камня

Влияние давления на структурно-механические свойства облегченного тампонажного раствора-камня

Оценка прочности сцепления микросфер с матрицей и камня с металлом обсадных труб

Трещинностойкость облегченного тампонажного камня с ПСМС

Исследование микроструктуры и коррозионной стойкости облегченного тампонажного камня

Испытания облегченного тампонажного камня на проницаемость

Стендовые испытания герметичности контактных зон "цементный камень - обсадная труба"

Результаты опытно-промышленного внедрения облегченных тампонажных растворов с микросферами (ОТРАМС)

Повышение качества крепления скважин электрогидроимпульсной обработкой тампонажного раствора

Теоретические, экспериментальные обоснования и разработка электродной системы электрогидроимпульного воздействия на тампонажные растворы

Промысловые испытания и результаты технологии обработки тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в начальный период ОЗЦ

Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин»

Дальнейшее успешное развитие нефтегазодобывающей лышленности в стране во многом зависит от опережающего, в шении с добычей, прироста извлекаемых запасов водородного сырья промышленных категорий. Перспективы иирения минерально-сырьевой базы в России тесно связаны с пами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ бурением юких (Западная и Восточная Сибирь) и сверхглубоких ■раханская область) скважин. Тогда, как поддержание достигнутого зня добычи углеводородов повышением эффективности печения остаточных трудноизвлекаемых запасов в поздней и вршающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений менением комплексных мер (бурение резервного фонда скважин, одов увеличения нефтегазоотдачи пластов и т. д.) решается блема укрепления минерально-сырьевой базы страны.

Успешное решение этих важнейших для народного хозяйства аны проблем определяется, в первую очередь, эффективностью и еством работ на этапе строительства нефтяных и газовых скважин различных по сложности горно-геологических, климатических и 1м0динамических условиях разведки, разбуривания и разработки порождений нефти и газа.

Опыт строительства и эксплуатации скважин показывает, что здуктивность и эффективность разработки месторождений зависят успешного решения трех тесно связанных промысловых задач -(ранения природных коллекторских свойств продуктивных пластов, вдания герметичной на длительный период эксплуатации скважины эпи и применения гидродинамически совершенных конструкций зоя. Вместе с тем, современный анализ состояния технологии работ области бурения и заканчивания скважин свидетельствует о том, чтошному решению этих задач препятствуют такие факторы, как ина и несовместимость геолого-технических условий бурения, дальность термодинамических условий заканчивания скважиныприродного, так и техногенного происхождения, природные 1ства тампонажных материалов, снижение эффективности зессионного способа бурения скважин. Следствием щательного воздействия этих факторов на технологические |ессы строительства скважин является низкий уровень ютвенных, технико-экономических и экологических показателей < ключевых этапов буровых работ: сохранение коллекторских лств призабойной и удаленной зон продуктивных пластов, спечение долговременной герметичности крепи в интервалах дуктивной толщи и подъема тампонажного раствора за обсадными оннами, ограниченная область применения открытой или бинированной конструкции забоя скважины.

Большой вклад в разработку, развитие и успешное решение блем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов 1нефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И.М.Губкина, 5НИИНП, ТатНИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ и др., а также жзводственные объединения АО «Башнефть», «Беларусьнефть», 1автюменнефтегаз», «Пермнефть», «Татнефть» и др.

Однако с развитием ряда негативных тенденций, связанных с ггом глубин бурения, переходом многих месторождений в позднюю завершающую стадии разработки, ряд важных научно-прикладных просов рассматриваемой проблемы нуждаются в дальнейших :ледованиях и развитии с учетом накопленного опыта и пользования современных научных и технических достижений.

Так, все большее значение в области строительства скважины обретают методы системного анализа и подхода к решению )чевых проблем бурения и заканчивания горного сооружения, эбходимо дальнейшее развитие этого научного направления по работке принципиально новых технологий, промышленная 1лизация которых обеспечивает нелинейный рост показателей ества и эффективности буровых работ.

Переход от традиционных методов решения промысловых ач, негативно влияющих на технологию буровых работ, к темному подходу, основанному на выявлении и исключении 1чин, вызывающих негативные последствия, приведет к созданию чно-технических предпосылок по развитию и выходу на ественно новый уровень всего комплекса работ по строительству и плуатации нефтяных и газовых скважин. Это такие ключевые нологические процессы, как разрушение горных пород, изоляция лощающих и газонефтеводопроявляющих пластов, сохранение |родных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и современное разобщение их от чуждых флюидонасыщенных ютов при креплении, формирование гидродинамически ¡ершенных конструкций забоя.

Целью диссертационной работы является повышение качества и фективности строительства разведочных и эксплуатационных ажин разработкой и внедрением в производство системных (ходов и технологических решений.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе или решение следующие методические и научно-технические 1ачи.

1. Рассмотрены системные методы исследования сложных эектов и их приложение к технологическим процессам юительства скважины.

2. Проанализированы ключевые проблемы строительства ;ажин и дана оценка эффективности методов их решения.

3. Разработаны научно-технические подходы по зершенствованию конструкций глубоких скважин и ;плуатационного фильтра.

4. Разработана и внедрена комбинированная технология зышения герметичности и прочности крепи при цементировании :адных колонн в сложных геолого-технических условиях.

5. Проведены экспериментальные исследования по разработке дептур облегченных и сверхлегких тампонажных растворов-камня я крепления скважин и их промышленные испытания.

6. Дана аналитическая оценка результатов промышленных пытаний и внедрения системных технологий при строительстве и ;плуатации скважин.

По материалам научных обобщений, проведенных эретических и экспериментальных исследований, результатам пытаний и внедрения законченных разработок в производство на щиту выносятся следующие основные положения, составляющие визну, приоритет и практическую ценность диссертационной боты.

1. Расширение области эффективного применения системных ггодов исследований и разработок при строительстве нефтяных и зовых скважин.

2. Результаты анализа ключевых проблем строительства важин и оценка эффективности методов их решения.

3. Научно-технические обоснования и технологические подходы совершенствованию конструкций глубоких скважин.

4. Технология формирования гидродинамически совершенной ютрукции забоя эксплуатационных скважин в нестационарных >модинамических условиях разработки залежей углеводородов.

5. Составы облегченных и сверхлегких тампонажных растворов ч крепления глубоких скважин.

6. Методика и технология увеличения высоты подъема лпонажного раствора до 3500-4000 м при одноступенчатом иентировании обсадных колонн.

7. Результаты промышленных испытаний и внедрения ггемных разработок при строительстве и эксплуатации скважин.

Диссертационная работа" автора представляет научное эбщение результатов теоретических, экспериментальных и эмысловых исследований и испытаний в области бурения и санчивания скважин, выполненных как самостоятельно, так изместно с профессорами [Мавлютовым М.Р.1, Кузнецовым Ю.С., хиревым В.И., кандидатами технических наук Белоусовым Г.А., •ешкиным Д.В., Фроловым A.A., Янкевичем В.Ф., Шамановым С.А., чуриным Х.И., Соломенниковым C.B.

1. ОСНОВЫ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ИССЛЕДОВАНИЮ СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ И ИХ ПРИЛОЖЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССАМ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНВ настоящее время для совершенствования и повышения фективности технологических процессов строительства скважин роко используется так называемый комплексный подход, который, существу, является довольно условным выбором тех или иных дологических приемов и технических средств, направленных на иение какой-либо частной промысловой задачи. Авторами зработок, при этом, далеко невсегда и в полной мере учитываются зможные последствия негативного влияния этих процессов на следующие операции бурения и заканчивания скважин различного значения [1, 2, 3, 4]. При этом важно подчеркнуть, что целью таких следований и разработок становится устранение отрицательных следствий в технологических процессах, а не самой причины этих следствий. Это снижает как успешность реализации разработок, так класть их эффективного применения [3, 5].

Обзор работ в области научных исследований и современных (нологий показывает, что базируются они, как правило, на основе стемного подхода и решений, обеспечивающих при их реализации пинейный рост показателей качества и эффективности работ. В эй связи широкое применение этих научных основ в области эоительства скважин имеет большие перспективы.

1.1. Методы системных исследований: понятие, принципы, методологияПроцесс исследования различных систем связан с выявлением новных (технических, физических, общественных и т. д.) отиворечий и нахождением способов их успешного разрешения, как новы совершенствования известных и создания неизвестных ъектов творческого поиска.

Понятие «система» означает множество объектов, обладающих вестными свойствами и связями между собой [6, 7].

Под «системным подходом» к изучению того или иного объекта следований в общем смысле понимается взаимосвязанное и естороннее (а не по частям) его рассмотрение, как органически лостной системы во всей ее полноте.

Принципом системного подхода является концентрация новного внимания и наибольших ресурсов на решении ключевых дач исследуемой системы, поскольку экономия материально-1нансовых ресурсов - главная цель любого управления.

Для системного подхода характерно сквозное рассмотрение стемы во времени. Например, в технологии рассматриваются все аимосвязанные операции по производству любой продукции, фечень этих технологических операций образует единую цепь оизводственных процессов, формирующих во времени полную стему.

Системный подход, тем не менее, не предназначен для нкретного решения тех или иных задач, а является методом поиска 1иболее эффективных направлений, от решения которых будут висеть показатели, характеризующие эту систему.

Системный анализ предназначен для изучения сложных систем риродных, технических, экономических, социальных и т. д.). Этот■од является в большей мере основой для начала исследований в I или ином направлении, а не жесткой схемой, в рамках которой 1жно проводиться изучение проблемы. Каждая конкретная ситуация гет свои особенности, поэтому метод исследования на различных пах может быть видоизменен в процессе проводимого анализа. )т метод является одним из способов исследования разнообразных 1жных систем или ситуаций при нечетко поставленных целях, этому такого рода исследования необходимы при определении чно обоснованной программы работ (действий) с учетом не только зективной, но и субъективной информации. При этом используется гематический аппарат теории исследования операций и методы формального анализа, такие, как экспертные оценки, опроса, >истические и др. В конечном счете, методы системного анализа вставляют способ выбора одного варианта решения (действия) из ¡смотренных альтернативных вариантов.

Системный анализ складывается из четырех основных этапов.

1. Постановка задачи - определение объекта, цели и задач ;ледований; выбор комплекса критериев для изучения и управления эектом.

2. Определение границ изучаемой системы и ее структуры -деление объекта системы и связанных с ним процессов, а также ниней среды, воздействующей на объект; выделение основных ;тавных частей системы, определяющих ее свойства и >актеристики, а также связь с внешней средой.

3. Создание физической (математической) модели исследуемой ¡темы, описывающие механизмы взаимодействия объекта следований с внешней средой или формализованные с помощью гематического аппарата.

4. Анализ физической (математической) модели, определение ее тремальных условий для оптимизации процессов и формирования лгветствующих выводов.

Суть оптимизации заключается в нахождении оптимальных ювий состояния и поведения исследуемой системы и процесса, тимизационные критерии оценки принимаются при экстремальных нениях производимой продукции (например, минимизация затрат гериалов, финансов, времени и т. д.). По результатам сделанного бора составляется зависимость критерия оптимизации от эаметров исследуемого процесса (модели).

Таким образом, всякая система представляет комплекс "анизованных и упорядоченных взаимодействий, которые эеделяют ее как нечто целостное. Поэтому при системном подходе решению различных проблем (технических, технологических, логических и т. д.) решающее значение следует придавать /тренней организации системы (факторам внутрисистемного эимодействия) на всех ее уровнях.

1. 2. Геолого-техническая система «скважина углеводородная залежь». Основные свойства и характеристики, иерархическая схема.

Законченная строительством скважина представляет собой хнически созданный канал гидравлической связи с углеводородной лежью, предназначенный для долговременной эксплуатации фтегазовых месторождений с помощью специального подземного и земного оборудования и технических средств.

Процесс строительства скважины, как единой природно-хнической системы, включает два основных и существенно личающихся по геолого-промысловым условиям производствают этапа. Это этап бурения и крепления ствола до кровли »дуктивной толщи и этап заканчивания скважины.

Первый этап включает производство следующих технико-.нологических операций: разрушение горных пород и рмирование ствола скважины, предупреждение и борьба с речаемыми осложнениями (поглощения, гидроразрыв, юидопроявления), крепление скважины в интервалах с совместимыми условиями бурения. Основными промысловыми 1ачами в этот период. буровых работ считаются: обеспечение ксимальной производительности породоразрушающего:трумента при применяемом способе бурения (роторный, )бинный) и буровых насосах, достижение высоких результатов по эдупреждению и борьбе с осложнениями и качественное крепление зажин промежуточными колоннами (выполнение установленных эбований по высоте подъема цементного раствора, сплошности ментного кольца и однородной плотности цементного камня за садной колонной).

Высокие качественные и экономические показатели буровых бот на первом этапе достигаются применением оптимальных четаний высокопроизводительных долот и технических средств рения (ротор, забойный двигатель, буровые насосы), оптимизацией дравлических условий разрушения горных пород, промывки зажины, использованием высокоэффективных методов едупреждения и борьбы с поглощениями промывочных жидкостей и мпонажных растворов, а также регулированием технологических ойств промывочных жидкостей и тампонажных растворов.

Второй этап строительства - заканчивания скважины, более удоемкий, сложный и дорогостоящий, но, что более важно, |ределяющий эффективность ее эксплуатации, в частности, изработки залежей углеводородов в целом на весь последующий риод. Сложность гидродинамических условий первичного вскрытия эдуктивной толщи, сохранения природных коллекторских свойств фтяных и газовых пластов и разобщения их от водонасыщенных и креплении скважин связана с рядом геолого-промысловых 1кторов.

Это глубина залегания и толщина продуктивных отложений. С стом этих показателей нелинейно возрастают гидромеханические грузки на ствол и призабойную зону проницаемых пород, а также на бой скважины. При производстве буровых работ (спуско-подъемных ераций, бурения, промывки ствола, борьбы с осложнениями, ментировании обсадных колонн и т. д.) это интенсифицирует стационарные процессы гидродинамического взаимодействия оницаемых пластов и ствола скважины, приводя к осложнениям и рушению технологических процессов.

Другим, не менее значимым фактором, является цродинамическое состояние и особенности геолого-физических рактеристик углеводородных залежей. Дифференциация пластовых 1влений по разрезу и площади месторождений, изменяющиеся во >емени градиенты давления между пластами и состав добываемой юдукции, а также фильтрационные свойства разнонасыщенных !астов непредсказуемо осложняют гидродинамические условия юизводства всех буровых операций на этапе заканчивания скважин ухудшают качество проводимых работ [1, 10].

Переходя к рассмотрению геолого-технической системы жважина - углеводородная залежь», отметим, что под термином система», в общем случае, понимается совокупность материальных ;л, взаимодействующих как между собой, так и с внешней средой, юполагающейся за границами расматриваемой системы [1, 6, 7].

Как следует из схемы на рис. 1.1, геолого-техническая система важина - углеводородная залежь» состоит, на уровне подсистемы, трех основных частей: объекта воздействия (продуктивная толща), линяя среда, взаимодействующая с объектом (технология и ника строительства скважин) и факторы внешнего воздействия раметры управления состоянием и поведением системы). Эти гги системы (на схеме под индексами 2.1, 2.2 и 2.3) определяют ее >йства. Второй уровень подсистемы включает комплекс элементов ггемы (3.1. 3.18), который характеризует взаимосвязь между цельными элементами системы и ее основными частями, а также 1яние внутрисистемных факторов на процессы взаимодействия.

Третий уровень подсистемы представлен элементами системы I. 4.30), которые участвуют как в процессах взаимодействия лих элементов, так и с основными частями системы.

При системном подходе к решению проблем строительства ;ажин важно установить взаимосвязь между последовательно ализуемыми технологическими этапами проводимых работ, эаметрами их управления, механизмами взаимодействия горных зод с применяемыми техническими средствами их разрушения, смывочными и тампонажными растворами - как методической ювы по совершенствованию технологических процессов на всех »пах строительства нефтяных и газовых скважин [2, 5, 10].

Взаимосвязь и зависимость технологических этапов юительства скважин заключается в следующем (рис. 1.2 и 1.3). На те бурения скважины до кровли продуктивной толщи главная смысловая задача заключается в создании надежного пговременного канала, обеспечивающего оптимальные 1родинамические условия для эффективного сохранения природных лекторских свойств нефтегазовых пластов на этапе заканчиванияГлубина кровли и подошвыМестоположение, толщина продукт, пластовМестоположение, толщина водонасыщенных пластовФильтрационные параметры пластовУстойчивость горных породРегулирование давления жидкостиРегулирование структурно-механич.свойств раствораГидромониторная кольматацияНагнетание тампонажных смесейПерекрытие эксплуатируемыми трубами, обсадной колоннойРежим репрессийРежим депрессийСбалансированный режимПерфорация пулеваяПерфорация кумулятивнаяПластовое давление ¿ГПластовая температураПлотность горных породРежим репрессийРежим депрессийПереходный режимТип и свойствапромывочнойжидкостиПрямое, обратное, ступенчатое, комбинированное цементированиеТип и свойства тампонажного цемента-камняОткрытый, частично или полностью обсаженный колонной (фильтром)ФильтрационныеГидромеханическиеФизико-химическиеКобинированныеПерфорация гидроабразивнаяТип и геологическое строение залежиТермодинамическое состояние залежиТипы и свойства горных породТипы и свойства пластовых флюидовГеолого-физические характеристики продуктивной толщиПервичное вскрытие продуктивной толщи:/ Борьба с осложнениямиОпробование перспективных пластовКрепление и формирование конструкции забоя, разобщение пластовВторичное вскрытие продуктивных пластов и вызов притокаОсвоение объектов эксплуатациимВвод скважины в эксплуатациюМеханизмывзаимодействия объекта и окружающей средыРасход, 0Давление, РВремя, ТТемпература, IСкоростьюобратная сшпьпрямая сничьРис. 1.2 - Схема прямой и обратной связи комплекса элементов основных частей системы "скважина - углеводородная залежь" при бурении до кровли продуктивной толщипрям:ш свячьРис. 1.3 - Схема взаимосвязи комплекса элементов основных частей системы "скважина -углеводородная залежь" на этапе заканчивания скважиныскважин с минимальными затратами материально-финансовых эдств и времени. Высокие показатели бурения скважины на этом апе достигаются применением эффективных способов бурения (при фференциальных забойных давлениях близких или меньших астового), технических средств (вращательное или турбинное эение), породоразрушающего инструмента (различных типов лот), промывочных жидкостей и режимов промывки.

Оптимизация режимов бурения и промывки скважины, спуско-дъемных работ сводит к минимуму вероятность возникновения пожнений и интенсифицирует процесс разрушения горных пород зямая связь элементов 1 и 2 на рис. 1.2). Это, в свою очередь, абилизирует технологический процесс бурения скважины (обратная язь элементов 2 и 1).

Этап предупреждения и борьбы с осложнениями, обеспечивая абильность процесса бурения скважины восстановлением рметичности ствола, создает необходимые условия для чественного крепления скважины (прямая связь элементов 2 и 3) и одит с минимуму или исключает возникновение осложнений ежпластовых перетоков и заколонных проявлений) на этапе канчивания скважины (обратная связь элементов системы 3 и 2). лесте с тем, некачественное крепление скважин приводит к )полнительным затратам средств и времени в этом интервале братная связь элементов 3 и 1).

Взаимосвязь и зависимость технологических этапов канчивания скважин более сложная, как это следует из рис. 1.3. 1ючевым из всего комплекса элементов системы здесь является ап первичного вскрытия продуктивных отложений (элемент 1). В ;новном на этом этапе буровых работ находят решение ключевые юмысловые задачи - сохранение природных коллекторских свойств(тгегазонасыщенных пластов и их долговременная изоляция от 10насыщенных проницаемых пород. От эффективности технологий, меняемых на этом этапе, во многом определяются конечные ;азатели заканчивания скважин - герметичность крепи во времени, родинамическое совершенство конструкции забоя и потенциальная )дуктивность нефтегазонасыщенных пластов.

Успешное выполнение отмеченных задач тесно связано с фективным поддерживанием ствола в технически надежном ггоянии, определяемом показателями герметичности (коэффициент 4емистости вскрытого бурением интервала) и прочности ствола адиент давления испытания на гидромеханическую прочность). От зтигнутого уровня этих показателей зависят степень защищенности лекторских свойств приствольной и призабойной зон продуктивных астов в процессе первичного вскрытия и всех последующих этапах санчивания, а также стабильность технологических операций.

Без применения специальных мер по формированию в ^ствольной зоне гидроизолирующего экрана, после пересечения волом комплекса проницаемых флюидонасыщенных пластов одуктивной толщи возникает и сохраняется на весь период канчивания и последующей эксплуатации скважин активная ;родинамическая связь со стволом. Непрерывное изменение влений в скважине приводит к нестационарным процессам дродинамического взаимодействия системы «скважина п пластов», горые и приводят к таким негативным последствиям, как ложнения, загрязнение приствольной и призабойной зон фтегазонасыщенных пластов, некачественное цементирование садных колонн, межпластовые перетоки и заколонные проявления. :ли же на этапе первичного вскрытия гидродинамическая связь остов и скважины будет исключена, то все перечисленные>ицательные последствия на последующих этапах заканчивания ажин не возникнут или будут сведены к минимуму. При этом, ормированный в приствольной зоне гидроизолирующий экран не пжен осложнять или ухудшать условий по восстановлению равлической связи продуктивных пластов со скважиной на этапах >ричного вскрытия, вызова притока и освоения объектов ;плуатации.

Этап борьбы с осложнениями (рис. 1.1, элемент 3.7) эспечивает восстановление герметичности ствола и стабилизацию дологических процессов на этапах 1, 3 и 4. От результатов работ этом этапе зависят качественные показатели этапов первичного ;рытия, опробования и крепления скважин (элемент 1, 3 и 4) »ямая связь). Низкие показатели применяемых методов изоляции тющающих, газонефтеводопроявляющих пластов увеличивают ■раты на строительство скважин (обратная связь) и ухудшают шекторские свойства продуктивных горизонтов.

На этапе опробования перспективных на нефть и газ пластов эдуктивной толщи в поисковых и разведочных скважинах (азатели работ во многом зависят от качества первичного вскрытия, з сложных геолого-промысловых условиях еще и от применяемых тодов борьбы с осложнениями (этапы 1 и 2) (прямая связь). Но полняя свое основное назначение, на этом этапе часто происходят эушения герметичности и устойчивости ствола, дренирование лзабойной зоны испытуемых пластов (этап 1) (обратная связь) [12, |. Поэтому последующее вскрытие продуктивной толщи (этап 1) и эпление скважин (этап 4) сопровождается осложнениями и более генсивным загрязнением ПЗП нефтегазовых пластов (обратная чзь), а также ухудшением гидродинамических условий вторичногорытия нефтегазовых пластов (этап 5) и освоения скважин (этап 6) ямая связь).

Этап крепления скважины (4) спуском обсадной колонны и общением пластов при ее цементировании определяет нологические показатели работ по созданию канала связи еводородной залежи с поверхностью и технического состояния ;пи выше интервала продуктивной толщи. Качество работ на этом ine зависит прежде всего от показателей технического состояния Осаженного ствола скважины - герметичности и прочности стенок, пная гидроизоляция комплекса флюидонасыщенных пластов от юла скважины исключает гидродинамическое взаимодействие лпонажного раствора с проницаемыми породами при ментировании эксплуатационных колонн и связанные с этим эцессом негативные последствия. При отсутствии надежного фоизолирующего экрана в приствольной зоне, гидродинамическое зимодействие тампонажного раствора с проницаемыми средами лжает фильтрационные характеристики продуктивных пластов, иводит к гидроразрыву горных пород и потере части объема ментного раствора, изменению его исходных технологических эйств, возникновению в период ОЗЦ межпластовых перетоков и колонных флюидопроявлений (прямая связь).

Некачественное крепление и нарушения герметичности крепи азывают негативное влияние на показатели первичного вскрытия одуктивной толщи (обратная связь).

Этап вторичного вскрытия продуктивных пластов (5) еспечивает гидродинамическую связь продуктивных горизонтов со волом скважины для освоения (6) и ввода ее в эксплуатацию (7) рямая связь). Качество этих работ зависит от степени дроизоляции приствольной зоны проницаемых пород при первичномвскрытии, надежности их разобщения при креплении и применяемой техники перфорационных работ (прямая связь). Вместе с тем этот этап оказывает отрицательное воздействие на показатели, достигнутые на этапах 1 и 4, т. е. ухудшает коллекторские свойства продуктивных пластов (1) и нарушает гидроизоляцию их от водонасыщенных пластов (4) (обратная связь).

На этом этапе формируется конструкция забоя скважины, которая определяет степень совершенства гидродинамической связи ее с объектом эксплуатации.

Этап освоения скважины (6) определяет гидродинамические условия вызова притока углеводородов из пласта в ствол скважины и стимулирующих обработок ПЗП перед вводом сооружения в эксплуатацию. Качество и затраты на освоение скважины зависят от результатов завершения 1, 4 и 5 этапов заканчивания скважин и применяемой технологии освоения (прямая связь). Чем ниже качество сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивных пластов и герметичности разобщения их от водонасыщенных пластов, тем выше затраты средств и, особенно, времени на освоение и подготовку скважины к эксплуатации (прямая связь).

Вместе с тем, применяемые режимы освоения могут нарушить герметичность крепи в интервале фильтра и снизить показатели работ вторичного вскрытия (обратная связь).

Этап ввода скважины в эксплуатацию (7) связан с выводом ее на оптимальный режим работы, учитывающий геолого-физические и фильтрационные характеристики продуктивного пласта. Показатели первого года эксплуатации скважины (коэффициент продуктивности, удельный дебит, обводненность продукции) являются интегральной характеристикой технологических этапов заканчивания скважинычмая связь). Если же ввод скважины в эксплуатацию осуществлен режимах, превышающих оптимальные параметры (депрессия на ой, дебит), установленные по результатам освоения скважины, можны нарушения герметичности крепи в интервале фильтра и за пределами, образования песчаных пробок и т. д. (этапы 1, 4, 5 и Отмечаемые при этом межпластовые перетоки, заколонные ртегазоводопроявления, обводнение добываемой продукции, 1водят к снижению общих показателей эксплуатации скважин и ативному влиянию на систему разработки месторождения в целом ратная связь).

Сквозное рассмотрение технологий заканчивания скважин в лках единой геолого-технической системы «скважина -еводородная залежь» показывает, что все этапы работ тесно 1заны и взаимозависимы [1, 6, 7, 14]. Отсюда очевидно, что ггижение высоких качественных и экономических показателей ювых работ при строительстве скважин зависит от результатов ¡ершения каждого этапа во взаимосвязи с другими этапами.

Другим важным следствием сквозного рассмотрения геолого-:нической системы является установление прямой зависимости ;азателей технологических этапов строительства скважин от :нического состояния необсаженного ствола - герметичности и )чности стенок [1, 5, 14, 15, 16]. Причем с повышением сложности и эмальности геолого-промысловых условий строительства скважин 5исимость эта резко возрастает [1, 5, 11, 15, 16]. Все отмеченное 1 вод ит к выводу о том, что одной из главных функций снологических этапов бурения и заканчивания скважин, кроме полнения ими основного назначения, является поддержание ствола технически надежном состоянии, которое исключает 1родинамическую связь пластов и скважины и связанные с неюэтивные последствия, снижающие качество буровых работ, иение этой технически сложной промысловой задачи связано с лизацией внутрисистемных эффектов и механизмов снижения ницаемости пород-коллекторов, рассмотрение которых приведено ^следующих разделах диссертации.

Представленная на рис. 1.1 геолого-техническая система важина - углеводородная залежь» не является полной, поскольку ;дый из элементов комплекса подсистемы, в свою очередь, вставляет собой целостную систему. Покажем это на примере >мента подсистемы «борьба с осложнениями», выделив ее в тему «скважина - поглощающий пласт» (рис. 1.4). Анализ этой ¡темы показывает, что основными ее частями являются объект ¡действия - поглощающий пласт, среда, с которой взаимодействует эект, - технологический процесс изоляции поглощающего пласта и кторы, связанные с регулированием процесса изоляции - расход, зление, время. Регулирование процесса взаимодействия основных ггей и комплекса элементов системы создает оптимальные условия а эффективной реализации механизма снижения проницаемости тющающих пород (внутрисистемный фактор).

Наиболее часто в промысловой практике для предупреждения и эьбы с поглощениями применяются механизмы коагуляционного )уктурообразования глинистых и полимерглинистых растворов, эзвоживания и ускорение процесса кристаллизационного эуктурообразования (твердения вяжущего), расклинивающего вления при гидромониторной обработке проницаемых сред, а также мбинации этих механизмов [1, 5].

Рис. 1.4. Геолого-техническая система "скважина поглощающий пласт" (иерархическая схема). 1 геолого-техническая система; 2 основные составные части системы (по дсистема); 3 комплекс элементов подсистемы; 4 элементы подсистемы.

Таким образом, системное рассмотрение технологических эблем строительства скважин показывает, что их эффективное иение связано, в первую очередь с показателями текущего снического состояния скважины - герметичности и ^механической прочности стенок, гидроизолирующие )актеристики которых исключают гидродинамическое ммодействие пластов и скважины при действующих в скважине Зыточных давлениях (репрессии, депрессии). Тогда как :плуатационные характеристики скважины зависят от успешного иения трех взаимосвязанных промысловых задач на этапе санчивания - сохранения природных коллекторских свойств эдуктивных пластов, долговременной изоляции их от ^онасыщенных (газонасыщенных) проницаемых пород и фодинамически совершенной конструкции забоя.

1. 3. Основы системного подхода к решениютехнологических проблем строительства скважинКак показывает многолетний промысловый опыт строительства зажин на нефть и газ в различных по сложности геолого-технических ювиях, качество буровых работ и эффективность применяемых <нологий в значительной степени зависят от гидродинамического зтояния и поведения скважины, определяемых показателями зметичности и прочности ствола в конкретных геолого-промысловых ювиях [1, 5, 14]. Тогда, как эффективная эксплуатация скважин 2но связана с качеством вскрытия продуктивных горизонтов, лговременной изоляцией их от водонасыщенных пластов и с ^родинамически совершенной конструкцией забоя.

Поскольку успешность применения комплексных подходов и шений во все осложняющихся геолого-промысловых условияхэительства и эксплуатации скважин в последние годы заметно жается, то для дальнейшего повышения качества буровых работ чаще используется системный подход и основанные на его нучно-одических принципах технологические решения [1, 5, 15, 18, 19].

С этой целью в исследуемой геолого-технической системе зажина - углеводородная залежь» по результатам анализа ативных последствий, снижающих качество и эффективность нологий бурения и заканчивания скважин, устанавливается их чина с тем, чтобы все научно-технические усилия сосредоточить ее устранении из производственного процесса /1, 6/. Для ¡спечения нелинейного роста показателей качества и £ективности буровых работ на каждом этапе многоэтапного нологического процесса строительства скважины необходимо юлнение ряда системных требований.

Одним из главных таких требований является то, что каждый ^шествующий технологический этап бурения должен завершаться щанием условий для проведения последующего этапа близких к "имальным. В общем случае, это усиливает положительное /|яние основных технологических факторов на качественные и жомические показатели проводимого этапа работ и исключает из эизводственного процесса влияние негативных факторов.

Применительно к практике строительства скважин, реализация )го требования возможна с помощью методов изоляции фываемого комплекса проницаемых и неустойчивых горных пород в эцессе бурения от ствола скважины. Исключение фодинамического и физико-химического взаимодействия системы кважина - п пластов» из технологического процесса бурения сводит минимуму вероятность осложнений в скважине (поглощения щкости, гидроразрыв горных пород, нефтегазоводопроявления и>росы, обвалообразования) и повышает эффективность действия на технологические этапы бурения и заканчивания ажины гидромеханических и физико-химических процессов [1, 5, Из анализа схем на рис. 1.1 и 1.3 следует, что превалирующее чение и роль в решении основных технологических проблем оительства и эксплуатации скважин принадлежит этапу первичного рытия продуктивной толщи (подробнее в разделе 3).

Второе системное требование, тесно связанное с первым, пючается в том, что применяемые технологии должны быть авляемыми и обеспечивать контроль и регулирование ромеханических и физико-химических процессов изоляции 1забойной и приствольной зон проницаемых пластов. В этом случае дественно возрастает эффективность воздействия механизмов 1жения проницаемости горных пород-коллекторов на рмирование защитного экрана с высокими гидроизолирующими »актеристиками, исключающими или сводящими к минимуму родинамическое взаимодействие пластов как на этапах :анчивания, так и в период эксплуатации скважин.

И третьим системным требованием является целенаправленная ализация внутрисистемных эффектов с целью дальнейшего зершенствования технологии буровых работ, повышения их юственных и экономических показателей [1, 5, 17]. Эта цель :тигается совмещением процессов разрушения горных пород и (рытия комплекса проницаемых пластов с процессом их фоизоляции от ствола скважины управляемыми методами, сстановление природной изоляции пластов при пересечении их золом скважины, исключая гидродинамическое взаимодействие осматриваемой системы и повышая гидромеханическое противление необсаженного ствола гидроразрыву, позволяетлизовать ряд технологических и внутрисистемных эффектов. К овным из них относятся: бурение скважин и разрушение горных од при забойных дифференциальных давлениях равных и 1ьших пластового, защита природных коллекторских свойств »дуктивных пластов на всех этапах заканчивания скважин, 1бинированное разобщение пластов при креплении, повышение фективности применения механизмов снижения проницаемости ютов с различными фильтрационными характеристиками доотделения структурообразования, расклинивающего давления и д.) [1, 5, 15, 16, 17]. Получаемые при этом результаты работ :воляют расширить область успешного решения ключевых проблем оительства скважин таких, как интенсификация процесса ¡рушения горных пород, снижение осложненности условий бурения жсплуатации скважин, совершенствование конструкций скважин и юя в аномальных геолого-промысловых условиях.

Важно подчеркнуть, что получаемые при этом конечные ;азатели работ отличает нелинейный характер их позитивного ленения, т. е. на порядок и выше достигнутых ранее, а не на доли 1ниц (проценты).

Выводы1. Современное состояние научных и прикладных следовательских работ и разработок в области строительства >ажин характеризуется, в основном, бессистемным подходом к иению технологических проблем бурения и заканчивания скважин, э приводит к снижению качественных, экономических и >логических показателей буровых работ во все осложняющихся с 'биной и длительной разработкой месторождений геолого-эмысловых условий строительства и эксплуатации скважин.

2. Рассмотрены методические основы системного подхода к ледованию сложных объектов и их приложение для области оительства скважин. Представлена иерархическая схема важина - углеводородная залежь», проанализированы ее йства, прямые и обратные связи элементов основных частей стемы».

3. Установлено, что основная роль в решении ключевых проблем оительства скважин (сохранение природных коллекторских свойств (этегазонасыщенных пластов, долговременная герметичность крепи 'идродинамически совершенная конструкция забоя) принадлежит пу первичного вскрытия продуктивной толщи.

2. АНАЛИЗ КЛЮЧЕВЫХ ПРОБЛЕМ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ РЕШЕНИЯ2. 1. Постановка задачиСтроительство нефтяных и газовых скважин состоит из двух :ледовательно проводимых этапов - бурения ствола до кровли эдуктивных отложений и заканчивания скважины, включающего дэтапы первичного вскрытия продуктивной толщи, предупреждения борьбы с осложнениями, крепления эксплуатационной колонной, эричного вскрытия продуктивных пластов, вызова притока и зоения скважины под эксплуатацию. Решаемые на этих этапах эмысловые задачи преследуют различные цели.

Так назначением первого этапа бурения является подготовка рхней части ствола к этапу заканчивания скважины. Поэтому -ювные усилия здесь направлены на достижение высоких скоростей эения и качественное крепление ствола обсадной колонной при нимальных финансовых и материально-технических затратах.

На этапе заканчивания скважины решение основных омысловых задач связано с сохранением природных коллекторских ойств продуктивных пластов, формированием долговременного эметичного канала связи разрабатываемой залежи с поверхностьюгидродинамически оптимальной конструкцией забоя, еспечивающих эффективную эксплуатацию скважин и зсторождения на различных стадиях разработки.

Важно подчеркнуть, что существенно отличаются и геолого-хнические условия производства буровых работ на этих этапах. ;ли при бурении верхней части ствола пласты с АВПД и АНПД как давило располагаются на значительном удалении друг от друга и юхождение таких, осложняющих технологию бурения скважинервалов предусматривается проектом их конструкции, то при анчивании скважин такой технический подход неприемлем, /словлено это наличием на сравнительно небольшом интервале |Дуктивной толщи нескольких разнонасыщенных пластов с ^ественно отличающимися фильтрационными характеристиками и йствами 'пластовых флюидов. При действии высоких забойных |рессий это интенсифицирует процессы нестационарного родинамического взаимодействия системы «скважина п пластов», 1водя к различного рода осложнениям и снижению качества ювых работ, особенно в аномальных геолого-промысловых ювиях природного или техногенного происхождения.

По мере перехода нефтегазовых месторождений в позднюю и ¡ершающую стадии разработки еще более обостряются проблемы )ения и заканчивания скважин. Это, прежде всего, борьба с южнениями, сохранение природных коллекторских свойств эдуктивных пластов и долговременная изоляция их от ^онасыщенных пластов при креплении скважин, формирование ;родинамически совершенной конструкции забоя.

Вместе с тем, анализ современного состояния строительства зажин показывает, что несмотря на значительные изменения )лого-промысловых условий за последние 15 лет технология эизводства буровых работ мало изменилась, а качественные, эномические и экологические показатели их заметно снизились. Эти гативные тенденции отразились на снижении эффективности зработки залежей углеводородов и повышении себестоимости бываемой продукции.

Для дальнейшего совершенствования технологии буровых работ повышения их эффективности в осложняющихся геолого-хнических условиях строительства скважин необходим системныйлиз их современного состояния и соответствия уровню решаемых мысловых задач.

2. 2. Технология бурения скважин до кровли продуктивных отложений в сложных геолого-технических условияхОсновные проблемы бурения скважин до глубины кровли дуктивных отложений связаны со следующими промысловыми <торами.

1. Аномальные геологические условия бурения смежных ервалов с аномально низкими и высокими пластовыми давлениями ШД и АВПД), а также вскрытие высокопроницаемых поглощающих водопроявляющих пластов, неустойчивых, подвергающихся роразрыву горных пород, нарушающих технологию буровых работ.

Влияние этого фактора на показатели качества и эффективности юительства скважин является превалирующим, поскольку связано сконструкцией. Известно, что строительство скважин по юколонной конструкции (кондуктор и эксплуатационная колонна) 1более эффективно и экономично [20, 21, 22]. К основным ^имуществам такого типа конструкций относятся:• бурение основного ствола скважины одноразмерным эметром с широкими возможностями оптимизации технологического эцесса в различных по сложности геолого-промысловых условиях;• значительное сокращение объемов выбуриваемой горной ооды, расхода металла, тампонажного цемента, глинопорошка, иреагентов, воды на бурение;• снижение затрат на энергию, топливо, содержание буровой гановки меньшей грузоподъемности и мощности силового орудования;• повышение производительности породоразрушающего грумента и забойных двигателей, качества и скоростей жительства скважин.

Однако широкому применению этой конструкции, кроме погически несовместимых условий строительства скважин, пятствует низкая эффективность традиционных технологий по роизоляции от ствола скважины всего комплекса вскрываемых ением проницаемых пластов, неустойчивых и подвергающихся роразрыву горных пород [1, 5, 15, 16]. И это является одной из )чевых проблем строительства скважин в любых геолого-(мысловых условиях разведки и разработки месторождений еводородов.

2. Гидродинамические условия процесса разрушения горных юд при бурении скважины.

Основным назначением репрессионного способа бурения ажин является поддержание гидростатического равновесия в :теме «скважина п пластов» при вскрытии бурением проницаемых юд с различным пластовым давлением и фильтрационными )йствами [1, 2, 23]. Однако действие на забой скважины высоких.родинамических репрессий ухудшает условия разрушения горных эод, снижая механическую скорость и проходку долот при бурении : роторным, так и турбинным способами [2, 23, 24, 25]. Более того,контролируемые и не управляемые изменения забойных 1родинамических давлений приводят к гидроразрыву горных пород, ■лощениям промывочного и тампонажного растворов, юнефтеводопроявлениям, обвалам и т. д.

Все отмеченные последствия репрессионного способа бурения зажин нарушают технологию буровых работ, негативно влияя на их -ювные* показатели - качество проводимых операций ищолжительность сооружения ствола до глубины кровли щуктивных отложений.

Технология репрессионного бурения, как показывает опыт, не дает оптимальных условий для облегчения и упрощения ютрукций скважин в интервалах с геологически несовместимыми ювями бурения. Это значительно удорожает затраты на юительство скважины, снижает качество работ и коммерческую рость [1, 5, 16].

Поэтому основными проблемами бурения на этом этапе 1НОвятся сокращение сроков строительства скважины и нимизация связанных с ним финансовых и материальных затрат.

2. 3. Технология первичного вскрытия продуктивных отложений в разведочных и эксплуатационных скважинахШироко применяемая на практике технология бурения скважин в лрессионном режиме до кровли продуктивных отложений в 1ьшинстве случаев мало чем отличаются от технологии первичного срытия продуктивной толщи [1, 27, 28]. Несмотря на большое 1ичество применяемых на практике типов промывочных жидкостей я первичного вскрытия продуктивной толщи, качество работ гается низким. Регулирование плотности, вязкости и водоотдачи эмывочных жидкостей не оказывает решающего влияния на (ранение коллекторских свойств продуктивных пластов, а ■щентрация твердой фазы и статическое напряжение сдвига не /1 водит к эффективной изоляции ствола от комплекса вскрываемых эением флюидонасыщенных пород - основной показатель, эеделяющий эффективность и качество работ при заканчивании зажин [1, 15, 14]. Обусловлено это превалирующим влиянием налекторские свойства пластов репрессий и связанных с ними цессами нестационарного гидродинамического взаимодействия темы «скважина п пластов». Последние, нарушая физико-1ические процессы взаимодействия промывочной жидкости с ютовой и проницаемой средой (на границе раздела фаз), приводят эуправляемости этих процессов [1, 27, 28]. Формирующийся в этих родинамических условиях кольматационный слой в приствольной е и фильтрационная корка на стенках скважины не обеспечивают жой изоляции ствола от взаимодействия с проницаемыми юдами. Проникновение фильтрата и твердой фазы промывочных и шонажных растворов в приствольную и призабойную зоны {этегазовых пластов ухудшают их коллекторские свойства и 1жают потенциальную продуктивность скважин.

Рассматриваемые процессы значительно интенсифицируются 1 вскрытии продуктивных отложений с аномальными геолого-эмысловыми условями природного и техногенного происхождения, да градиент давления между нефте- и водонасыщенными пластами эвышают 0,5-0,7 МПа/м. (характерно для месторождений, эешедших в позднюю и завершающую стадии разработки). Анализ (азывает, что применение в подобных условиях технологии прессионного вскрытия продуктивных отложений не эффективно и шено каких-либо перспектив [1, 11, 15]. Поэтому ключевой эблемой повышения качества и эффективности первичного крытия продуктивных отложений и заканчивания скважины в целом пяется повышение герметичности и прочности ствола до уровня, ключающего взаимодействие пластов и скважины при дродинамических давлениях, возникающих в процессе бурения, ментирования эксплуатационной колонны, вторичного вскрытиящуктивных горизонтов, освоения, испытания и эксплуатации ажины.

2. 4. Технология разобщения пластов при креплении скважинСоздание в процессе заканчивания скважин долговременной »метичности крепи - одна из ключевых задач сохранения генциальной продуктивности скважин и эффективной разработки £>тегазовых месторождений, охраны недр и окружающей среды [10, 31, 32]. Однако опыт показывает, что долговременное разобщение астов, особенно продуктивной толщи, цементированием обсадной юнны на расчетную высоту в нормальных и аномальных геолого-эмысловых условиях является технологически сложной и до :тоящего времени не решенной проблемой [1, 10, 22, 29, 30].

Непреодолимые трудности по созданию герметичной крепи зникают в условиях нестационарного гидродинамического стояния разрабатываемых залежей углеводородов, фференциация текущих пластовых давлений по разрезу и площади сторождений, особенно в поздней и завершающей стадиях зработки, рост градиента давления между разнонасыщенными астами становятся главными факторами снижения эффективности <нологии разобщения пластов при креплении скважин. Даже большие по величине перепады давления между пластами (1,5-3,0 1а) при толщине изолирующих перемычек 6-10 м в период ОЗЦ 2ле цементирования эксплуатационной колонны приводят к ретоку пластовой жидкости и формированию в заколонном эстранстве каналов фильтрации, а также к снижению плотности мпонажного раствора-камня. Следствием этих процессов ановятся межпластовые перетоки, приток воды к фильтрубывающих скважин, снижение коррозионной стойкости обсадных 'б.

Не способствуют формированию герметичной крепи и лпонажно-технические свойства применяемых портландцементов 33, 34]. Высокая и не контролируемая в условиях скважины ^оотдача цементных растворов, проявление седиментационных, фракционных и усадочных эффектов в цементном растворе-камне в эиод гидрадатации (ОЗЦ) не обеспечивают технически эбходимой герметичности крепи при производстве перфорационных эот (вторичное вскрытие продуктивных пластов) и в процессе ¡плуатации скважин [1, 10, 29].

Однако наибольший ущерб герметичности крепи наносится при эфорационных работах [30, 35]. Широкое применение для )ричного вскрытия нефтегазонасыщенных пластов кумулятивных эфораторов типа ПК и ПКС как правило приводит к деформации и этичному разрушению обсадных труб в интервале фильтра, а также рентного кольца на расстоянии до 200-250 м от этой зоны, оисходит это вследствие возникновения кратковременных прессионных давлений в призабойной зоне скважины в два и более з превышающих предел текучести металла обсадных труб на дреннее давление и в 25-100 раз - прочность цементного камня на атие [30, 35]. Так для корпусных кумулятивных перфораторов ПК-3 с 10 зарядами избыточное давление достигает 33 МПа, а для ;С-105 при залпе из 60 зарядов - 270 ПМа. Возникающие при этом в гадной колонне объемные деформации приводят к образованию в пе труб преимущественно продольных трещин и локальных колов. Происходит это при первом залпе перфоратора, а при следующих залпах увеличиваются размеры образовавшихся эщин.'и'.;.' V,При действии на крепь высоких гидромеханических нагрузок сранить монолитность неоднородного по прочности цементного шца за обсадной колонной и герметичность его контактов с эментами крепи невозможно.

Поэтому уже на этапе заканчивания скважин в заколонном эстранстве формируются каналы фильтрации пластовых флюидов, ■орые при освоении скважин с депрессиями в 1,8-2,0 раза эвышающими регламентированные, подвергаются интенсивному енированию и образованию гидравлически совершенных каналов жпластовых перетоков [10, 29, 37].

Большинство известных и новых разработок по повышению эметичности крепи на длительный период эксплуатации скважин правлено на борьбу с последствиями природного и кнологического характера (снижение водоотдачи тампонажных створов, создание безусадочного или расширяющегося в условиях зажины и т. д.). Но как показывает практика, эффективность добных разработок не высока и носит временный характер, а что лее важно - не приводит к устранению самой причины [1, 11]. юкольку проблема создания долговременной герметичной крепи ляется ключевой в системе разработки нефтяных и газовых важин, продолжение работ в этой области необходимо развивать на нове новых концептуальных подходов и технических решений.

2. 5. Теоретическая и промысловая оценкафильтрационных и технических характеристик конструкций забоя скважинСовременный уровень достигнутых качественных, технических и ©логических показателей работ по созданию надежной элговременной крепи, сохранению потенциальной продуктивностиажин при устойчивой тенденции усложнения геолого-промысловых овий заканчивания и эксплуатации скважин на различных стадиях ¡работки нефтегазовых месторождений все в меньшей степени ;ечает требованиям эффективной добычи углеводородного сырья, >аны недр и окружающей среды. Повышение репрессий на )дуктивные пласты до 18-25 МПа вследствие роста глубин бурения, £>ференциации пластовых давлений по разрезу и площади фабатываемых нефтегазовых залежей, градиента давления между знонасыщенными пластами привело к существенному снижению пасти эффективного применения репрессионного способа бурения ¡ажин [1, 41, 42].

Интенсификация процессов загрязнения приствольной и /1забойной зон продуктивных пластов, нарушения герметичности эпи до ввода и на ранней стадии эксплуатации скважин особенно острило проблему совершенствования и повышения технической цежности конструкции забоя скважин. Поскольку эксплуатационные рактеристики и техническое состояние фильтра определяют в печном счете дебит скважины и состав добываемой продукции.

Фильтр скважины относится к той части подземного сооружения, тенсивность протекания гидродинамических процессов фильтрации щкостей и газа в которой максимальна. Именно в этой зоне стигаются наиболее высокие скорости движения пластовых пюидов, гидродинамические сопротивления, градиенты давления и ергетические потери. Поэтому состояние приствольной и изабойной зон пласта и перфорированного фильтра или открытого боя оказывают решающее влияние на дебит каждой скважины и эфективность разработки месторождений в целом.

В промысловой практике находят применение несколько типов нструкций забоя скважин [28, 42, 43, 44]. Однако подавляющеепьшинство скважин на нефтегазовых месторождениях шлуатируется гидродинамические несовершенной по характеру и гпени вскрытия конструкцией забоя [28, 43].

Теоретические оценки и опыт показывают, что эксплуатация зажин открытым забоем имеет неоспоримые преимущества перед /гими конструкциями забоя [1, 23, 42, 43]. При заканчивании зажин гидродинамически совершенной конструкцией забоя спючаются операции по перекрытию продуктивных отложений садными трубами, их цементирование и перфорационные работы, о позволяет избежать негативного влияния на коллекторские эйства нефтегазонасыщенных пластов высоких репрессий, тьтрата цементного раствора и возможных осложнений из-за форазрыва горных пород, поглощений и флюидопроявлений.

Сообщение продуктивного пласта со скважиной через верхность фильтрации, а не перфорационные отверстия в обсадной юнне и цементном камне, создает условия для плоско-радиального 4ения жидкости в призабойной зоне, давление и скорость тьтрации потока в котором зависят только от расстояния до ствола, ¡хранение одномерности потока и отсутствие дополнительных ;родинамических сопротивлений, характерных для рфорированного фильтра, обеспечивает гидродинамическое вершенство течения жидкости через боковую поверхность как для бывающих скважин при радиально сходящемся потоке, так и для гнетательных - при радиально расходящемся потоке [43, 45, 46].

Скважина с открытым забоем считается эталоном *родинамического совершенства конструкции фильтра, а казатель относительной степени вскрытия пласта принимается вным единице5 = И / Н = 1, (2.1)де И - вскрытая толщина пласта;Н - общая эффективная толщина пласта.

Дополнительные гидродинамические сопротивления в этом гчае зависят от показателя, характеризующего влияние местного зышения скорости движения жидкости вследствие сгущения линий :ов в приствольной зоне, выражаемого зависимостьюа = Н / й (2.2)це Р - диаметр скважины.

При однородности проницаемого слоя и постоянстве его чщины скорость фильтрации жидкости (газа) к скважине с :тоянным расходом будет увеличиваться и достигнет максимума на зерхности стенок ствола. С повышением скорости фильтрации зрастают гидравлические сопротивления, затраты энергии и ззанные с этим процессом градиенты давления на единицу длины.

Зависимость дебита скважины от градиента давления в изабойной зоне определяется уравнением Дюпюи для радиально гановившегося притока однородной жидкости в скважину 2ттКГ| (Рпл - Рзаб)<2=-, (2.3)Ц.А.П К/рсэк- проницаемость пласта; г) - эффективная толщина пласта; Рпл -Зб - пластовое и забойное давление, соответственно; ц - вязкость астового флюида; К и рс - радиус контура питания и скважины.

Для гидродинамически несовершенной скважины формула (2.3) снимает вид [43, 46].

2тпсг| (Рпл - Рзаб)0=-, (2.4)ц (Ал К/рс + С)где С — С-| + С2 - коэффициент, учитывающий несовершенство важины по характеру (С-0 и степени вскрытия (С2).

Величина этого коэффициента зависит от количества, диаметра зерстий и протяженности перфорационных каналов, а также )метрии их расположения на поверхности обсадной колонны, эффициентом гидродинамического совершенства скважины зывают отношение дебита несовершенной скважины к дебиту вершенной= а / 0= ^п И/рс Дп Н/ро + с (2.5)Отсюда выражение для коэффициента, учитывающего фодинамическое несовершенство скважины 1 - ¥С =-А.П (Ч/рс (2.6)У.

Решая уравнение (2.3) относительно Рпл - Рзаб, нетрудно енить, что до 85% общих гидродинамических сопротивлений в изабойной зоне пласта расходуется в непосредственной близости ствола скважины - на расстоянии 0,7-2,0 м. При удалении от него ивые градиентов давления выполаживаются, свидетельствуя о ачительном снижении скоростей фильтрации пластовых флюидов.

Практика эксплуатации нефтяных и газовых скважин в рригенных и карбонатных коллекторах подтверждает раведливость теоретических положений [1, 27, 28, 42, 43, 44]. фактерным и общим для открытых конструкций забоя является атное сокращение сроков освоения и ввода скважин в сплуатацию, получение близких к потенциальному дебита с начала сплуатации, а также увеличение суммарной (накопленной) добычи певодороднога сырья с повышением проницаемости коллекторов. ;е отмеченное обеспечивает устойчивый рост добычи нефти и газа сэвого года эксплуатации и интенсифицирует процессы разработки сторождений.

Однако на практике объем скважин, эксплуатирующихся (рытым забоем не превышает 5% от скважин, эксплуатируемых с эфорированным фильтром [43]. Основными факторами, )аничивающими область эффективного применения конструкций тьтра с открытым забоем являются: многопластовость залежей, /стойчивость нефтегазонасыщенных коллекторов, природная и сногенная аномальность геолого-технических условий эксплуатации зажин на различных стадиях разработки месторождений юводородов.

Для успешного решения этой технологически сложной эблемы, тесно связанной с эффективностью применяемых систем зработки, повышением нефтеотдачи пластов и извлечением гаточных запасов нефти, необходимы новые научно-методические зработки по формированию гидродинамически оптимальных нструкций фильтра скважин производством изоляции цонасыщенных пластов на этапе первичного вскрытия эдуктивных отложений [1, 14, 15,16].

2. 6. Факторы, сдерживающие развитие работ посовершенствованию конструкций глубоких скважинЭффективность и качество строительства скважин в сложных и меняющихся условиях разведки и разработки месторождений нефти газа, а также финансовые и материальные затраты во многом ределяются выбором конструкции скважин [20, 21, 22, 47, 48, 49]. •этому облегчение и упрощение конструкций скважин было и гается одним из основных научно-технических направленийзышения качественных, технико-экономических и экологических сазателей буровых работ.

Однако успешность развития этого направления идет медленными темпами и во многом зависит от применяемой снологии бурения скважин. Первостепенная роль здесь ^надлежит гидромеханическим и физико-химическим процессам удержания ствола в технически надежном состоянии, эспечивающем технологически необходимые герметичность, эчность ствола и устойчивость стенок скважины в процессе бурения аканчивания [1, 5, 14, 15, 16].

Многолетняя практика применения репрессионного способа эения скважин показывает, что использовавние промывочных дкостей на основе бентонитовых глин не приводит к формированию пьматационных экранов и глинистых корок с технологически эбуемыми гидроизолирующими характеристиками [1, 14, 16]. !Этому вскрываемый бурением комплекс проницаемых пластов и устойчивых горных пород находится в непрерывном аимодействии (гидромеханическое, физико-химическое,вместное) с жидкостями, заполняющими ствол скважины,.'контролируемые и неуправляемые нестационарные 1ромеханические и физико-химические процессы взаимодействия астов и скважины инициируют возникновение и развитие глощений жидкости, гидроразрыва горных пород, зонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, нарушая хнологию буровых работ и искусственно расширяя границы сложных тервалов с несовместимыми условиями бурения.

Выбор конструкции скважин при проектировании горного оружения направлен на создание оптимальных (без осложнений) ловий бурения, заканчивания и долговременной эксплуатацииажин при достижении высоких конечных показателей, качества и опасности работ в строительстве скважин и в процессе разработки Ьтегазовых месторождений.

Основными геолого-промысловыми факторами, от которых исит выбор конструкции скважин, являются несовместимые лого-технические условия бурения интервала горных пород до вли продуктивных отложений и продуктивной толщи, природные лого-физические характеристики которой изменяются с мнением термодинамического состояния залежи на различных диях разработки, а на поздней и завершающей стадиях - особенно.

Аномальные геолого-технические условия бурения смежныхI"ервалов в скважине характеризуются следующими промысловыми ;азателями природного и техногенного происхождения.

1. Пласты с аномально низким (АНПД) или аномально высоким ШД) пластовым давлением.

2. Участки горных пород с аномально низким градиентом (роразрыва.

3. Аномально высокая пластовая температура.

4. Большой этаж нефтегазонасыщенности, превышающий 500 м.

5. Высокое содержание в углеводородном сырье углекислого ¡а и сероводорода.

6. Высокий градиент давления (более 0,25 МПа/м) между знонасыщенными пластами.

Степень несовместимости геолого-технических условий бурения ежных интервалов определяются количеством и сочетанием речисленных выше факторов, а также пределами их изменения.

Промысловый опыт показывает, что для традиционно именяемой технологии репрессионного способа бурения скважин меченные факторы являются неопреодолимым, в большинствеажин за счет сокращения количества промежуточных обсадных онн и облегчения эксплуатационных.

ВыводыАналитическая оценка ключевых проблем строительства ажин и эффективности их решения в сложных геолого-технических ювиях разведки и разработки месторождений нефти и газа шодит к следующим выводам.

1. Строительство скважин до кровли продуктивной толщи и на ine заканчивания преследует различные цели и осуществляется в шчающихся по сложности геолого-технических условиях. И если, на эвом этапе основными задачами являются повышение скорости эения, качества крепления ствола и создание условий для $можного совершенствования проектной конструкции скважины рощения и облегчения), то на этапе заканчивания первостепенной главной задачей становится формирование гидродинамически зершенного и долговременного канала для эффективной ;плуатации углеводородной залежи на различных стадиях ее зработки.

2. С ростом глубин скважин, природной и техногенной омальности условий их строительства, эффективность прессионного способа бурения значительно снижается и /дшается качество буровых работ по основным показателям -хранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и лговременная изоляция их от водо- и газонасыщенных, вершенствование конструкций скважин и фильтра.

3. Причина снижения качества и эффективности буровых работ,также эксплуатационных характеристик скважин цродинамическая связь вскрываемых бурением проницаемыхастов и горных пород с низкой механической прочностью со юлом скважины. Действие избыточных давлений в гидравлически чзанной системе «скважина п пластов» приводит к нестационарным эцессам гидродинамического и физико-химического зимодействия этой системы. Следствием негативного влияния этих [«торов становятся осложнения при бурении, снижение генциальной продуктивности скважин при заканчивании, нарушение )метичности крепи и ухудшение эксплуатационных характеристик зажин в процессе разработки месторождений нефти и газа.

4. Перспективы дальнейшего роста качественных, технико-эномических и экологических показателей работ при строительстве эксплуатации скважин, как следует из приведенного анализа и зультатов исследований в данной области, связаны с разработкой и |роким внедрением в производство системных комплексов по еративному контролю и регулированию технического состояния вола (герметичности, механической прочности и устойчивости энок), результаты которых создают оптимальные фодинамические условия для технологических процессов зрушения горных пород, сохранения природных коллекторских эйств продуктивных пластов и долговременной изоляции от вовлекаемых в разработку объектов, формирования дродинамически совершенных конструкций забоя и фильтра зажин.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПО РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМНЫХ РЕШЕНИЙ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ БУРЕНИЯ СКВАЖИН3.1. Постановка задачиСкважина, как объект эксплуатации и исследования, является ожной горно-технической системой, состояние и поведение которой ;илу специфических особенностей строения трудно предсказуемо.

Характерным для процесса бурения скважины в различных элого-промысловых условиях является непрерывное изменение очностных и фильтрационных свойств горных пород, вскрытие эгидродинамических систем с отличающимися термодинамическими раметрами и нестационарные процессы гидродинамического аимодействия системы «скважина п пластов», связанные с пебаниями давлений в стволе при производстве технико-хнологических операций.

Действующие в этой системе факторы внешнего воздействия на бой и стенки скважины (свойства промывочных и тампонажных створов, дифференциальные давления, процессы фильтрационногофизико-химического взаимодействия горных пород с хнологическими жидкостями и т. д.) приводят к непрогнозируемому менению термодинамического состояния и поведения скважины, ровными признаками таких проявлений, нарушающих технологию и ложняющих процесс бурения, являются поглощения промывочных и мпонажных растворов, гидроразрыв горных пород, зонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, обрушения енок скважины и кавернообразования.

Однако наиболее сложные технологические и технические облемы бурения возникают на этапе заканчивания скважин, ■югопластовость залежей нефти и газа, особенности геологического роения, природная и техногенная аномальностьродинамического состояния разрабатываемых месторождений, 1ствие максимальных гидродинамических нагрузок на забой и нки скважины, интенсифицирующее процессы фильтрационного и зико-химического взаимодействия флюидонасыщенных пластов со ажиной и между собой, наиболее негативно влияют на (ественные показатели буровых работ. Отрицательное влияние IX сложных процессов и связанных с ними факторов сказывается в )вую очередь на ключевые проблемы строительства и чговременной эксплуатации скважин, такие как:• совершенствование конструкций скважин (особенно глубоких и фхглубоких) в условиях разбуривания интервалов с совместимыми условиями бурения (пласты с аномально низким -1ПД и аномально высоким - АВПД пластовым давлением, /стойчивые и склонные к гидроразрыву горные породы), рекрытие таких интервалов обсадными техническими колоннами з соответствующих технологических обоснований приводит на актике к осложнению условий бурения, снижению качества и »фективности буровых работ, росту затрат на строительство зажин;• темп углубления скважины во многом зависящий от величины фференциальных забойных давлений при применении различных ¡тодов бурения, технических средств и технологий. Высокие бойные перепады давления достигающие 10-22 МПа и более при прессионном способе бурения снижают эффективность процесса зрушения горных пород на 50-75% в сравнении со способом рения при забойных дифференциальных давлениях близких или *ньших пластового [24, 25, 60]. Увеличение же времени роительства скважин приводит к ухудшению гидродинамическихювий бурения, первичного вскрытия продуктивных отложений, тления и освоения скважин;• сохранение природных коллекторских свойств продуктивных эстов в призабойной и удаленной зонах в процессе 1ромеханического и физико-химического взаимодейстаия эмывочной жидкости с комплексом флюидонасыщенных пластов, едствием таких взаимодействий становится кольматация и супорка прискважинной зоны нефтегазонасыщенных пород, эушения устойчивости стенок скважины, поглощение промывочной дкости, гидроразрыв горных пород, а итогом - существенное жжение потенциальной продуктивности скважин;• качество долговременного крепления скважин, показатели горого прежде всего определяются техническим состоянием эбсаженного ствола - герметичностью и гидромеханической эчностью стенок в интервале цементирования обсадной колонны, а еже технологическими факторами: свойствами тампонажного створа-камня, режимами цементирования обсадных колонн и их насткой и применяемыми методами вторичного вскрытия эдуктивных пластов;• применение гидродинамически совершенной конструкции Фытого забоя скважины, эффективная область использования горой ограничивается разработкой залежей углеводородов едставленных однопластовой системой при отсутствии или зчительном удалении от нефтегазонасыщенных пластов донасыщенных. При разработке многопластовых залежей -ютрукция открытого забоя скважины практически не применяется42, 43, 44].

Причиной нестационарных процессов термодинамического аимодействия системы «скважина п пластов» являетсяфодинамическая связь комплекса проницаемых пород со стволом зажины с момента их вскрытия бурением и до ликвидации ;плуатационной скважины [1]. В теории подземной гидравлики [2, 43, 45, 46] гидродинамическая связь пласта и скважины ражается коэффициентом гидропроводности О Хп Н/рскг|/ц =-, мкм2/(МПа-с) (3.1)2кАРде к - коэффициент проницаемости;г) - толщина проницаемых пород;ц - динамическая вязкость жидкости;О- расход жидкости через поверхность фильтрации;Р - радиус проникновения жидкости в призабойную зону пласта;рс - радиус скважины;АР - дифференциальное забойное давление.

Наличие в разбуриваемом разрезе и продуктивном интервале, обенно, нескольких разнонасыщенных проницаемых пластов 1равлически связанных со стволом и гидродинамически аимодействующих под действием дифференциальных давлений в зажине, обусловливает непредсказуемое изменение состояния и ведения этой системы, существенно снижая эффективность нтроля и управления технологией буровых работ.

В этих условиях, характерных для законов трубной и подземной ^равлики, остается низкой эффективность применения методов женерных расчетов и математических моделей для организации и льшей упорядоченности технологических процессов бурения и :плуатации скважин [2, 23, 36].

Поэтому современный уровень развития технологии бурения зажин характеризуется основными признаками энтропии, т. е.эпределенности и неупорядоченности гидродинамического :тояния и поведения этой горно-технической системы [59].

Из сказанного следует, что для дальнейшего повышения ^ственных, технико-экономических и экологических показателей эовых работ необходимы теоретические исследования и <нологические разработки в направлении, обеспечивающем более сокий уровень развития этих работ и реализацию нелинейных >фектов.

3. 2. Современные философские представления о развитии материальных системВЦУ V/современной научно-техническои литературе по строительству эксплуатации нефтяных и газовых скважин основное внимание еляется проблемам повышения технико-экономических и чественных показателей работ. И вместе с тем, практически сутствуют публикации по повышению уровня технологии буровых бот, как фактора развития этой сложной горно-технической системы кважина п пластов» и перехода ее в новое, соответствующее более юокому уровню организации, состояние [59].

И это при том, что обе эти составляющие тесно связаны и ределяют конечные показатели линейного или нелинейного роста зультатов проводимых работ. В этой связи рассмотрение временных философских представлений о «спирали развития» альных материальных систем представляет несомненный научный практический интерес.

Спиралевидный характер развития присущ материальному миру различных уровнях его строения и развития. Поэтому понимание щности и причин, вызывающих этот процесс, имеют важное оретико-познавательное значение [59].«Спираль развития» материальной системы любой природы в ременном философском понимании представляется как ающаяся в направлении развития (т. е. вверх) система с еменным шагом. Выражением двух противоположных тенденций в |цессах развития служат энтропия и информация, которые оделяются равенством Н + j = 1 (const), где Н - энтропия, a j -формация [59].«Энтропия» (по Э-Шредингеру, 1944) - мера.дезорганизации эой природной системы, которая изменяется от максимального тения (Н=1), характеризующего хаос и полную неопределенность, ее исчезновения (Н=0), что соответствует наивысшему уровню анизации и упорядоченности системы.«Информация» в современном понимании (по А.Д.Урсулу, 1973)отражение разнообразия. Разнообразие и отражение в процессе%звития материи неразрывно связаны и взаимно друг друга эеделяют. Чем больше внутреннее разнообразие системы, тем пее адекватно отражение ею внешнего мира.

Информация и энтропия взаимосвязаны, поскольку эактеризуют реальную действительность с позиций эрядоченности и хаоса. Причем если информация - мера эрядоченности, то энтропия - мера беспорядка; одно равно угому, но с обратным знаком.

Понятия «информации» и «энтропии» являются новополагающими для теории развития.

Формирование любой новой структуры начинается с 1ксимальной энтропии и графичиски строится в координатах нформация - энтропия» и отражает возрастание уровня ганизации системы во времени.

Ограниченность количества витков спирали развития связана с пом переходного процесса, носящего явно выраженный |ралевидный характер, отображающий процесс самоорганизации, в |це которого (когда построение системы определилось и наступило ;ыщение информацией) спираль плавно «выпрямляется», )бражая переход объекта в эволюционную стадию развития.

Эта новая концепция спирали отражает основную сторону эцесса развития - возрастание уровня организации системы, данное с уменьшением неопределенности вследствие накопления формации. При этом существенна не масса накопленного формационного разнообразия, а качество, т. е. высокий уровень эажения, определяющий эффективность взаимодействия системы с эужающей средой и являющийся фактором развития системы.

Таким образом именно информация лежит в основе процессов морегулирования и управления в живой природе и человеческом ществе, являясь атрибутом всей материи. Информация - такая же новная категория, как пространство, время, энергия, материя.

Создаваемые информационные модели выступают как жнейшее связующее звено между человеком и техникой, тенсифицирующие информационные процессы в акте принятия шений. Информационная модель отражает статическое, 1намическое состояние системы и изменение ее поведения, )делируемого при принятии решений.

Вместе с тем, «отражение» является одним из свойств материи, к пространство, время, движение, а также важнейшим фактором, феделяющим характер взаимодействия и развивающееся вместе с *звитием материи.

Под «отражением» понимается свойство материальных систем в юцессе взаимодействия фиксировать и сохранять в своей структурепоминать) следы воздействия другой системы, накапливая их. сшей формой отражения является человеческое сознание, т. е. делящая материя» с огромным объемом памяти - хранилище )шлого опыта, социальной информации и знаний. При этом в /тти содержатся, постоянно обновляются и дополняются две |зормационных модели, которые отображают внешнюю среду и лу систему - человека. Поэтому обеспечиваются самоконтроль, лоорганизация и формирование целенаправленного поведения.

Таким образом, развитие от низшего к высшему происходит эез совершенствование свойств «отражения», обусловливающее зышение уровня организации и надежности структур системы, :ширение их функциональных возможностей. Поэтому активное вкватное «отражение» (познание) внешней среды (и самого себя в эй среде) является критерием прогресса форм управления для гимального взаимодействия со средой в целях долговременной огрессивной коэволюции.

В заключение следует отметить, что развитие материи от остого к сложному складывается из многочисленных процессов ганизации информационных структур, переходящих в своем звитии с низшего уровня на более высокий - «эквипотенциальный» овень, открывающий широкие возможности для дальнейшего звития исходных структур. Это свидетельствует о необходимости вышения информатизации процессов в научных исследованиях и на ех уровнях хозяйствования.

Начало развития новой информационной структуры, випотенциальной по отношению к исходной структуре, следует осматривать как переход количества разнообразия в новое чество, т. е. новый тип организации с сохранением наиболее тойчивых элементов низшего уровня в своей структуре [59].

Под термином «организация» системы понимается эеделенная направленность изменений в этой системе.

Таким образом, движущей силой развития (прогресса) различной 1роды систем являются три основных составляющих - управление, формация и организация. Если современный уровень развития того-технической системы «скважина - углеводородная залежь» осматривать с этих позиций, то следует констатировать, что он эактерен для состояния энтропии, т. е. неопределенности и упорядоченности процесса развития этой системы. Связано это со эцифической структурой этой системы, а также ее ;родинамическим состоянием и поведением, которое рактеризуется высокой степенью неопределенности из-за зутствия достоверной информационной базы. Рассмотрим эти обенности на конкретных примерах, приводимых в следующем раграфе.

3. 3. Основные характеристики технического состояния и гидродинамического поведения системы «скважина п пластов»Скважину, как горную выработку, сооружаемую в земных недрах, личает ряд специфических характеристик, определяющих южность условий ее строительства и эксплуатации.

Технические характеристики скважины определяются:• линейными размерами ствола, диаметр которого в 10-55 тыс. 13 меньше его длины;• площадью сечения внутреннего диаметра колонны бурильных )уб (0,0073-0,0115 м2) и кольцевого пространства (0,0045-0,096 м2) гщественно ограничивающих пропускную способность щравлических каналов;• геолого-физическими свойствами горных пород, слагающих :нки скважины (механическая прочность, фильтрационные )актеристики).

Эти технические характеристики скважины в сочетании с дологическими параметрами процесса бурения (свойства эмывочных жидкостей и тампонажных растворов, подача насосов, >рость спуско-подъемных операций и т. д.) приводят к изменению £ференциальных давлений на забой и стенки скважины, генсифицирующих гидромеханические и физико-химические эцессы взаимодействия промывочных и тампонажных растворов с )ными породами. Следствием этих процессов становится рушение устойчивости стенок скважины, обвалообразования, пожнения условий бурения и крепления обсадных колонн и т. д. И язано все это с нестационарным гидромеханическим состоянием и ведением скважины.

Характеристики гидродинамического состояния скважины пючают:• количество вскрытых проницаемых пластов;• эффективная толщина пластов;• глубина расположения кровли пластов;• пластовое давление в каждом объекте;• пластовая температура;• плотность пластовой жидкости;• коэффициент приемистости (продуктивности) пласта;• интервалы неустойчивых и подвергающиеся гидроразрыву рных пород;• плотность и эффективная вязкость промывочного и [мпонажного растворов;• положение статического уровня жидкости в скважине;• положение динамического уровня жидкости;• высота статического столба жидкости в скважинеПри производстве в скважине различных операций (бурение, О, крепление, изоляционные работы и т. д.) и роста ромеханических нагрузок на забой и стенки скважины, в этой лгеме возникают нестационарные процессы гидродинамического (имодействия с приствольной и призабойной зоной горных пород, э приводит, в зависимости от степени влияния тех или иных кторов, к различным динамическим состояниям гидравлически данной с проницаемыми флюидонасыщенными пластами ¡ажине.

Одной из важных геолого-физических характеристик осматриваемой системы является гидродинамическое состояние, ределяемое степенью и характером взаимодействия проницаемых род и насыщающих их пластовых флюидов со стволом скважины.

Для иллюстрации этого процесса рассмотрим изменение цродинамического состояния конкретной скважины по мере крытия проницаемых пластов, схематично представленной на рис. 1.

На этой стадии произойдут следующие изменения в дродинамическом состоянии системы «скважина 2 пласта».оДавление столба жидкости р = 1000 кг/м на кровлю нижнего 1аста составит Рст = 0,1-1523-1,0 = 15,2 МПа, что меньше пластового 1 16,3 - 15,2 = 1,1 МПа. А на кровлю верхнего депрессия останется )ежней - 0,8 МПа. Под воздействием депрессий в начальной стадииэизойдет временный приток пластовых жидкостей в скважине с эеливом на устье.

Гидродинамическое состояние системы «скважина 3 пласта» приоютности промывочной жидкости 1000 кг/м и изменившихся (раметрах будет определяться балансом давлений на все три 1аста, которое, соответственно составит на первый пласт 11,4 МПа, орой - 15,9 МПа, третий - 18,1 МПа. А депрессия на начало ¡аимодействия (статическое состояние скважины) на каждый пласт ютветственно: -0,2 МПа, -1,1 МПа и +0,7 МПа (репрессия). В этих ;ловиях до восстановления статического равновесия в скважине зрвый и второй пласт будут отдавать пластовую жидкость в ;важину, а третий принимать. И это все с изливом промывочной идкости на устье.

В этих условиях на начальной стадии взаимодействия из всех ех объектов будет иметь место приток пластовых жидкостей в ствол важины, а затем частичное поглощение жидкости в третий пласт и тановление перетока пластовых вод из двух верхних пластов в жний.

Интенсивность притока жидкости и межпластовых перетоков дут определяться изменением давлений в скважине при юизводстве различных операций (бурения, СПО, изоляционных 1бот) и фильтрационных свойств проницаемых пород.

Из приведенного примера видно насколько сложны процессы дродинамического взаимодействия системы «скважина п пластов» и : превалирующее влияние на технологию буровых работ.

3. 4. Методические принципы повышения уровня организации технологии буровых работАнализ непрогнозируемой изменчивости гидродинамического стояния системы «скважина п пластов» и расчетная оценка эактера нестационарности условий бурения (п. 3. 3) показывают, ) дальнейшее развитие работ в области совершенствования (нологий, направленных на устранение негативных последствий, а самой их причины, лишено перспектив [45, 46].

Обусловлено это в первую очередь тем, что высокая степень определенности гидродинамических условий строительства зажин, состояние и поведение которых определяется законами /бной и подземной гидравлики [2, 23], нарушает упорядоченность <нологических процессов (непрерывность действия) и лишает оизводство возможности достижения более высокого, чем в стоящее время, уровня организации буровых работ (контроль и равление) [1, 5].

Как показывают исследования последнего десятилетия и омысловый опыт, основные перспективы повышения качества и эфективности строительства скважин связаны с системными дходами и разработками, направленными на исключение из хнологии буровых работ негативных причин, а не их последствий.

И поскольку причиной большинства осложнений, нарушающих хнологию бурения скважин, является гидродинамическая связь вола с комплексом вскрытых горных пород, сопровождающаяся юцессами гидромеханического и физико-химического аимодействия этой системы на границе раздела фаз, очевидно, что ючевой задачей достижения нелинейного роста качественных и ономических показателей строительства скважин является ютичное или полное' исключение этих процессов взаимодействия,ходящих к негативным последствиям в технологии бурения и, )бенно, эксплуатации скважин.

Успешное решение этой сложной технической задачи связано с зодолением основного противоречия в области технологии бурения ¡ажин - нарушения природной гидроизоляции горных пород юницаемых - в первую очередь) в процессе первичного вскрытия, -ативные последствия которого распространяются на все :ледующие этапы заканчивания и длительной эксплуатации фтяных и газовых скважин. В этой связи современная технология эения должна отвечать ряду методических требований, реализация горых приведет к упорядочению производственных процессов и вышению уровня их организации. Основными из них являются:1. Совмещение процессов разрушения горных пород на забое и дроизоляции формируемого ствола от комплекса вскрываемых рением проницаемых, недостаточно устойчивых и низкой дромеханической прочности горных пород. Произвольно разующийся в приствольной зоне кольматационный слой, а на энках скважины фильтрационная корка при современной технологии рения отличаются низкими гидроизолирующими характеристиками. )д действием репрессий 2-5 МПа и депрессий 0,6-1,5 МПа рметичность и прочность такого изолирующего экрана нарушается 107]. Для повышения гидроизолирующих показателей такого экрана ) технологически требуемого уровня необходимо применение этодов направленного и регулируемого воздействия [14, 15, 17].

Как показывает промысловый опыт, кольматация приствольной 1ны проницаемых пород гидромониторным воздействием на глубину >-30 мм и создание на стенках скважины уплотненной, прочной с )вышенной адгезией глинистой корки толщиной до 3-4 мм снижает )иемистость проницаемых пород (за исключением поглощающиход с открытыми каналами фильтрации жидкости) до 0,01-Ю-2 м3/с а и менее, повышает гидромеханическую прочность ствола до диента горного давления [ 15, 65, 83]. При действии депрессий роизолирующий экран выдерживает давление 2-4 МПа в |ригенных коллекторах и 3-5 МПа - в карбонатных, когда обработка ола производится гидромониторными струями глинистых )мывочных жидкостей. Обработка ствола промывочной жидкостью, •тав которой содержит отверждаемую твердую фазу (например, лент) гидроизолирующие характеристики закольматированной зоны плотненной корки на стенках скважины многократно возрастают.

Как показывает промысловый опыт, в результате выполнения )го методического требования сложная геолого-техническая :тема «скважина п пластов», с непредсказуемо изменяющимся фодинамическим состоянием и поведением, характерным для стационарных процессов трубной и подземной гидравлики, вобразуется в систему, при которой ствол скважины фодинамически не связан с комплексом вскрытых проницаемых астов. Это обстоятельство позволяет существенно упростить и высить эффективность управления такой системы, цродинамическое состояние которой определяется законами убной гидравлики, а в конечном итоге - ее организации в правлении упорядоченности и качества технологических процессов.

2. Оперативный контроль и регулирование технического стояния необсаженного ствола на этапах бурения и заканчивания важин, показатели герметичности и прочности которого ¡еспечивают оптимальные гидравлические условия ее роительства и последующей эксплуатации.

Реализация этого методического принципа на практике )зволяет формировать информационную базу оперативных данных,торая используется для совершенствования организации хнологических операций строительства нефтяных и газовых важин за счет повышения точности инженерных расчетов, рректировки проектных решний по конструкции скважин, способу и ¡жимам бурения, технологии первичного вскрытия продуктивной лщи и разобщения пластов при креплении, выбору конструкции боя скважины.

Оперативный контроль технического состояния необсаженного вола после гидромониторной обработки осуществляется (интервальными опрессовками при углублении забоя скважины и крытия бурением газонефтеводонасыщенных комплексов юницаемых пород. При встрече поглощающих пластов с юкрытыми или изменяемой геометрией каналов фильтрации, оляция которых гидромониторной обработкой не достигается, вменяют специальные методы: закачивания||сокоструктурированных паст и паст-пробок, нагнетания мпонажных твердеющих смесей, профильные трубные ¡рекрыватели и т. д. [4,5].

3. Совершенствование методов организации и управления хнологическими процессами бурения, обеспечивающих при роительстве скважин в различных геолого-технических условиях (зведки и разработки залежей углеводородов нелинейных рост чественных, технико-экономических и экологических показателей ровых работ.

Методической основной для совершенствования организации и равления технологическими процессами бурения является принятие практическая реализация решений по основным буровым операциям азрушение горных пород, первичное вскрытие продуктивной толщи, >рьба с осложнениями, крепление ствола, вторичное вскрытие юдуктивного пласта, освоение и ввод скважины в эксплуатацию),.екватных текущему техническому состоянию необсаженного ствола эстигнутому уровню показателей герметичности и механической очности стенок) и гидродинамическому поведению скважины.

Это позволит оперативно переходить от менее к более эфективному способу бурения (репрессионный, депрессионный или I балансе текущего пластового давления), изменять проектную нструкцию скважины (исключать обсадную колонну из состава нструкции или уменьшать интервал спуска, уменьшать диаметр), ггимизировать гидравлические программы при бурении, канчивании и вводе скважин в эксплуатацию, изолировать ¡фтегазонасыщенные пласты от водонасыщенных на этапе |рвичного вскрытия, обосновать конструкцию забоя скважины, дродинамические характеристики которой будут наиболее полно ответствовать геолого-техническим условиям добычи певодородов и системе разработки нефтегазовой залежи.

Выводы1. Рассмотрены характерные для процесса бурения изменения хнического состояния ствола и гидродинамического поведения важины на различных этапах строительства горно-технического юружения. Отмечено превалирующее негативное влияние на хнологию, показатели качества и эффективности буровых работ ¡стационарных процессов гидромеханического и физико-химического аимодействия промывочных и тампонажных растворов с породами и >изабойной зоной газонефтеводонасыщенных пластов, »инадлежащих к различным геогидродинамическим системам.

2. Применительно к процессам строительства и эксплуатации важин проанализированы современные философские >едставления о развитии материальных систем.

По данным анализа основных характеристик технического ггояния необсаженного ствола и гидродинамического поведения ггемы «скважина п пластов» показана высокая степень определенности подобных систем и слабо развитая £ормационная база, существенно тормозящие их развитие.

3. Приведены методические принципы повышения уровня ■анизации и управления технологическими процессами бурения и санчивания скважин. В основу методики положен принцип принятия шений и их практической реализации при производстве буровых ераций, адекватных текущему техническому состоянию обсаженного ствола и гидродинамическому поведению скважины.

4. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ СТВОЛА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ ПОВЕДЕНИЕМ СКВАЖИНЫ4. 1. Постановка задачиСовременное состояние эффективности и качества эоительства нефтяных и газовых скважин характеризуется изнаками застоя, начавшееся с начала 80-х годов. Анализ казывает, что процесс этот связан в основном с двумя стоятельствами. Первое - естественное снижение технико-эномических, качественных и экологических показателей фокоприменяемого репрессионного метода бурения в аномальных элого-промысловых условиях природного и техногенного оисхождения. Второе - закономерно прогрессирующий рост омальности геолого-технических условий заканчивания скважин с еличением глубин, объемов наклонно-направленного и ризонтального бурения и, особенно, переходом многих ¡фтегазовых месторождений в позднюю и завершающую стадии [зработки.

Рост дифференциальных забойных давлений с глубиной до 10! МПа и более, снижение начальных пластовых давлений на срабатываемых залежах на 50-70%, повышение градиента галения между разнонасыщенными пластами до 3,0-7,0 МПа/м )ивели к существенной осложненности геолого-технических условий роительства скважин. Решающее влияние на техническое состояние вола и гидродинамическое поведение скважины под воздействием зсконтрольно изменяющихся давлений в этой гидравлически зязанной системе оказывают нестационарные процессы |дродинамического и физико-химического взаимодействия миологических жидкостей (промывочных, тампонажных, юциальных) с комплексом вскрываемых горных пород, приствольная|ризабойная зоны которых отличается механической прочностью, 1Ницаемостью, химической активностью и т. д. Следствием этих >цессов становится большинство встречаемых в практике южнений (поглощения, газонефтеводопроявления, межпластовые >етоки, кавернообразования, обвал стенок и сужение ствола), а же гидроразрыв горных пород, ухудшение коллекторских свойств щуктивных пластов и гидроизоляции их от водонасыщенных.

Все отмеченное свидетельствует о том, что широко меняемая репрессионная технология бурения скважин, основанная принципе поддерживания в стволе различных видов равновесия цравлического, механического и др.), не обеспечивает ему :нологически требуемой технической надежности и гидроизоляции вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов, а также устойчивых и с низкой механической прочностью горных пород. Не зтигается долговременное разобщение пластов (в том числе и эдуктивных) при креплении скважин из-за неконтролируемой сокой водоотдачи тампонажных растворов и проявлении в период ¡Ц сдиментационных и контракционных эффектов в цементном зтвор-камне. Более того, производство перфорационных работ при эричном вскрытии продуктивных пластов сопровождается формациями и частичным нарушением обсадных труб, цементного 1ьца в зоне фильтра и герметичности заколонного пространства на сстоянии до 250 м от фильтра [35]. Дальнейшее дренирование разовавшихся в заколонном пространстве фильтрационных каналов тенсифицируется при освоении и вводе скважин в эксплуатацию с бойными давлениями (репрессия, депрессия) в 1,5-2,0 раза и более евышающие допустимые.

Аналитические исследования и опыт показывают, что стижение более высокого уровня совершенства буровых работ в¡ременных условиях разведки и разработки углеводородных ¡ежей связано с решением трех ключевых промысловых задач:• создание долговременного, технически надежного канала связи еводородной залежи с поверхностью;• сохранение природных коллекторских свойств продуктивных эстов и гидроизоляция их от водо- или газонасыщенных пород;• применение гидродинамически совершенных конструкций Зоя.

Пути решения этих задач на этапах бурения скважин до кровли эдуктивной толщи и в процессе заканчивания различны, но цчинены одной цели - повышению качества, эффективности и алогичности буровых работ, снижению их стоимости. В данном зделе приводятся материалы исследований и разработок по шению рассматриваемых задач на примерах конкретных фтегазовых месторождений страны.

4. 2. Особенности геолого-технических условий строительства нефтяных и газовых скважинИз-за многообразия горно-геологических условий, применяемых хнологий и технических средств, каждый этап строительства важин - бурение ствола до кровли продуктивных отложений и 1канчивание (первичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов, ^ментирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие зрфорацией, освоение) существенно отличают геолого-промысловые гидродинамические условия [1, 28, 69, 71].

Бурение скважин от устья до кровли продуктивной толщи 1ервый этап строительства), как правило, связано с природной -юмальностью геолого-физических условий, характерным для эторых являются:• физические свойства горных пород, слагающих разбуриваемый тервал, - упругие, деформационные и прочностные, зависящие от повий их залегания в массиве, степени неоднородности и изотропии [51, 52, 55]. Вследствие отмеченного, физические ойства горных пород изменяются в широких и непрогнозируемых еделах и при бурении скважин, взаимодействуя с технологическими щкостями, снижаются их прочность и сопротивления [фомеханическим нагрузкам. В результате этих неконтролируемых менений происходят обрушения и обвалы стенок скважины, сужение вола и гидроразрыв горных пород с поглощением жидкости, которые рушают технологию буровых работ;• пластовое давление и фильтрационные свойства проницаемых астов природных гидродинамических систем, первое из которых ределяется давлением краевых или контурных вод, а также эстатическим и геотехническим давлениями [45, 50]. Наличие в зрезе скважин пластов с АНПД и АВПД - один из основных казателей. несовместимости условий бурения смежных интервалов рных пород, который препятствует бурению скважин норазмерным диаметром. Однако, в отличие от интервала одуктивных отложений, градиенты давления между знонапорными пластами из-за расположения их на значительном сстоянии друг от друга (30 м и более), как правило, не превышают )1-0,03 МПа/м. Тем не менее разделение таких объектов садными колоннами, без достаточных на то обоснований, ложняет конструкцию скважин, гидродинамические условия бурения затраты на ее сооружение.

Фильтрационные свойства пород-коллекторов, принадлежащих к к единой, так к различным гидродинамическим системам, щественно неупорядочены и изменяются в широких пределах [2, 39, ]. Их количество во вскрываемом бурением интервале,^родинамическое взаимодействие со стволом и между собой ияется одним из главных факторов, осложняющих технологию эения.

Характер и интенсивность гидродинамического взаимодействия зетовых систем и скважины, в свою очередь, зависят от типа плекторов (терригенный, карбонатный, смешанный), насыщенности з, нефть, вода, газоконденсат), толщины, размера каналов тьтрации, пластового давления и температуры, гидромеханической очности скелета пород, количества одновременно вскрываемых в гервале.проницаемых зон. -Дестабилизируя технологические оцессы, эти факторы существенно осложняют условия по борьбе с глощениями, газонефтеводопроявлениями, снижая качество и казатели применяемых методов.

Характерным для первого этапа строительства скважин в омальных геолого-промысловых условиях являются значительные протяженности интервалы горных пород, разделяющие пласты с 1ПД и АВПД, а также породы неустойчивые и с низким градиентом вления гидроразрыва. Несмотря на это, вместо совершенствования ггодов гидроизоляции флюидонасыщенных пластов и укрепления устойчивых стенок скважины, такие интервалы относят к ¡совместимым по условиям бурения и для их разделения ствол важины крепят промежуточными обсадными колоннами [20, 21, 22]. )тя такой подход относится к общепринятым в промысловой »актике, во многих случаях слепое копирование его для различных олого-технических условий строительства скважин навряд ли можно 1итать оправданным. Поскольку при этом усложняется конструкция важин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ прения и крепления, ухудшаются гидродинамические условия юизводства буровых операций, негативные последствия которых■ем отражаются на качестве и технико-экономических показателях 5от при заканчивании и эксплуатации скважин.

Заканчивание скважин, включающее операции первичного <рытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение иплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие одуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, по элого-техническим условиям кардинально отличаются от первого ana работ - бурения скважины до кровли продуктивных отложений.

Связано это со следующими основными природными и хногенными факторами.

Глубина расположения продуктивной толщи, определяющая личину и пределы изменения гидромеханических нагрузок эпрессия, депрессия) на забой и стенки скважины при производстве чей различных операций. Из промыслового опыта известно, что при /бине скважин более 2000 м величина гидродинамических прессий при бурении, СПО и цементировании обсадных колонн ставляет 8-25 МПа, а депрессий при подъеме инструмента - 1,8-4,0 "la [1, 25, 61].

Многопластовость сложнопостроенных нефтегазовых залежей с ¡большой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве учаев 2-5 м), наличием пластов с аномально высоким и низким 1ЭСТОВЫМ давлением, обусловливающими высокие градиенты 1вления между разнонапорными пластами (0,9-2,5 МПа/м и более) и ;язанные с этими факторами межпластовые перетоки и заколонные юявления.

Фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов. меняющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до ),0 мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и епени негативного воздействия на призабойную и удаленную зоныодуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и ециальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, оричного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин, повременно осложняются гидродинамические условия канчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва рных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений зыбросов, нарушения устойчивости стенок скважины.

Приуроченность большой доли запасов к водонефтяным зонам, трудняющим извлечение углеводородов с повышенным эффициентом нефте- и газоотдачи (более 0,5) и производство щоизоляционных работ с высокой эффективностью, а также 1ижающим качество разобщения продуктивных пластов от >донасыщенных при креплении скважин.

Значительная литолого-фаииальная изменчивость пластов по ?зрезу и площади, приводящая к ранней обводненности юмежуточных и верхних отдельных прослоев, а также пластов, ;ложняющей их разобщение при креплении скважин и изоляцию в юцессе эксплуатации.

Все отмеченные особенности геологического строения залежей леводородов оказывают негативное влияние на технологию, 1чество и технико-экономические показатели заканчивания скважин и гносятся к природным факторам.

Вместе с тем, в процессе разработки нефтегазовых есторождений происходят необратимые изменения их щродинамического состояния и поведения. Широко применяемые лете мы заводнения и поддержания пластового давления привели к юрмированию площадных и блоковых систем выработки запасов, а акже разделению по отдельным пластам. Следствием этих естационарных гидродинамических процессов стали£>ференциация текущего пластового давления по разрезу и эщади, нарушение природного насыщения пластов флюидами, ленение в широком диапазоне коллекторских свойств нефте- и зонасыщенных пластов и т. д.

Эти техногенные факторы еще более осложнили геолого-эмысловые условия заканчивания скважин из-за роста репрессий на работанные продуктивные пласты до 15-25 МПа и более и здиента давления между нефте- и водонасыщенными пластами до -10,0 МПа/м и более.

Поэтому достичь высоких качественных и технико-экономических казателей первичного вскрытия продуктивных и изолировать их от донасыщенных, сохранив при этом потенциальную продуктивность зажин в таких сложных геолого-промысловых условиях, используя адиционную технологию репрессионнного бурения, весьма облематично. При этом невозможно избежать интенсивного грязнения нефтенасыщенных коллекторов, поглощений и зонефтеводопроявлений, гидроразрыва горных пород и зжпластовых перетоков.

То же самое относится к креплению скважины эксплуатационной лонной и разобщению разнонасыщенных пластов продуктивной лщи. При градиентах давления между пластами более 0,3-0,5 Па/м возникновение межпластового перетока и нарушение рметичности заколонного пространства происходит уже в период ЗЦ до освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Исключить ггативное влияние этого фактора на качество разобщения пластов 5гулированием свойств цементного раствора-камня или режимов гментирования практически невозможно. Применение для этих 5лей специальных технических средств (заколонных разобщающихройств) носит временный характер и имеет ограниченную область вменения.

Нарушение герметичности крепи происходит еще в большей зпени при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией.результате деформируется обсадная колонна, разрушается ментное кольцо и образуются гидравлически совершенные каналы жпластовых перетоков и прорыва чуждых вод к фильтру скважины. ^ таком техническом состоянии фильтра снижается эффективность шулирующих обработок при освоении и методов ОПЗ и МУН в оцессе эксплуатации скважин и в целом применяемой системы зработки месторождений.

4. 3. Методы промыслового контроля и оценки технического состояния необсаженного ствола скважиныНепрерывное изменение фильтрационных и прочностных рактеристик ствола в процессе бурения скважины и контролируемое воздействие на забой и стенки гидродинамических влений, величина которых достигает 7-12 МПа и более, вызывает зличные осложнения технологии буровых работ. Такое положение ивело в начале 70-х годов к разработке и широкому внедрению на актике оперативных методов контроля технического состояния вола при бурении до кровли продуктивных отложений на збуриваемых месторождениях Башкортостана и Татарстана [62, 63, ]. В настоящее время это направление научно-прикладных работ лучило дальнейшее развитие за счет усовершенствования методов нтроля технического состояния ствола бурящихся скважин и сширения области их эффективного применения [1, 5, 14, 17].

Методы гидромеханических испытаний ствола предназначены 1Я оперативного контроля фильтрационных и прочностныхэактеристик интервалов проницаемых, неустойчивых и с низким щиентом гидроразрыва горных пород в процессе бурения и :анчивания нефтяных и газовых скважин. Отсюда определение эмина "техническое состояние ствола скважины", как эактеристики текущих показателей герметичности и фомеханической прочности ствола и их изменение в процессе |убления скважины.

Техническое состояние ствола скважины оценивается иплексом критериев, устанавливаемых по результатам эративных, промысловых гидромеханических испытаний и эфизических исследований (каверно- или профилеметрии).

Герметичность необсаженного ствола в заданном интервале рактеризуется коэффициентом полной приемистостиК = 0оп/ АР0П, м3/с МПа (4. 1)где Ооп - расход жидкости при опрессовке ствола, м3/с;АРоп - давление опрессовки ствола по манометру на устье, МПа.

Величина допустимого давления опрессовки ствола ределяется уравнением или с помощью номограммы (рис. 4.1).

АРоп = §Н(К3рп-рР), МПа (4.2)где g- гравитационная постоянная, равная 9,8 м/с2; Н - глубина кровли испытуемого интервала, м; К3 - коэффициент запаса на допустимое давление опрессовки, г приводящее к гидромеханическому нарушению стенок скважины /щроразрыв горных пород, раскрытие сомкнутых трещин). Величинапринимается в расчетах по (4.2) с учетом конкретных геолого-эмысловых условий бурения и может изменяться от 0,60 до 0,85 [1,рп - средняя (или минимальная) плотность горных пород в тытуемом интервале и принимается по данным ГТН или »логической службы, кг/м3;Рр - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

При проведении гидромеханических испытаний расход эмывочной жидкости принимается достаточным для достижения счетного давления опрессовки АР0П.

Гидромеханическая прочность необсаженного ствола бактеризуется градиентом давления испытания стенок скважины учетным давлением [1,5]УР = ДР0П / Н, МПа/м (4. 3)Неустойчивость стенок необсаженной скважины характеризуется пичием в стволе расширений, сужений и кавернообразований, являемых методами каверно- или профилеметрии и определяемых формулеКот = До/Да, (4.4)•де Кст - показатель состояния стенок необсаженной скважины;Дс - фактический диаметр скважины, м;Да- диаметр применяемого при бурении долота, м.

Этот показатель позволяет выявить формирование хнологически опасных интервалов в скважине, связанных с<ением и расширением ствола, кавернообразованием, осыпанием *нок скважины, желобообразованием.

Для оценки показателей технического состояния ствола вменяется метод гидромеханических испытаний созданием в эбсаженном интервале скважины репрессий и депрессий [1, 5]. В эвом случае оценивается уровень гидромеханической прочности зола, при котором возникновение гидроразрыва горных пород и :крытие сомкнутых трещин с последующим поглощением эмывочной жидкости и цементного раствора маловероятно. Если /1 этом К < 0,002 м3/с МПа, УР > 0,018 МПа/м, ствол скважины 1тается технически подготовленным и, практически, исключает эушения технологии буровых работ при повышении давлений до учетного градиента давления (УР).

В случаях, когда К > 0,002 м3/с МПа необходимо снижение эффициента полной приемистости пласта в испытуемом интервале эизводством изоляционных работ и повышением герметичности зола до регламентированных пределов.

Поскольку метод опрессовки ствола репрессией широко зестен и достаточно полно описан в литературе, рассмотрим -юсительно новый для бурения и ограниченно применяемый в эмысловой практике метод испытания необсаженного ствола прессией [1].

Этот вид гидромеханических испытаний ствола скважины, как нее отмечалось, применяется только в тех случаях, когда бурение зола производится одновременно с обработкой проницаемых и устойчивых интервалов горных пород гидромониторными струями омывочных жидкостей и тампонажных растворов. Работы оводятся по схеме на рис. 4.2. Промысловая оценка дроизолирующих характеристик приствольного кальматационного эана производится созданием расчетной депрессии в кровле пытуемого интервала при подготовке скважины к креплению садной колонны или продолжению бурения несовместимых по элого-физическим условиям интервалов.

Для этого пакер многоразового использования в компоновке с убинными манометрами и колонной бурильных труб спускается в важину и устанавливается на глубине кровли испытуемого оницаемого пласта. На поверхности колонна бурильных труб (поз. 7, с. 4.2) через шаровой клапан (12), ведущую трубу (13), буровой панг (15), стояк (16) и технологический отвод (17) обвязывается с ЦА 8), мерные емкости которого заполняются водой. Перед качиванием воды в колонну бурильных труб пакер устанавливается I упорный узел (3) с созданием осевой нагрузки, позволяющей !вершать круговую циркуляцию жидкости в скважине. Затем в 'рильные трубы (7) при открытой выкидной линии (21) закачиваютсчетный объем воды с одновременным вытеснением в приемные 1 кости буровых насосов промывочной жидкости через желобную |нию (20).

После закачивания расчетного объема воды в трубы, но не )льше объема колонны бурильных труб, увеличением нагрузки на юрный узел пакера до 18-20 кН подпакерное пространство азобщают от затрубного пространства над пакером. Фиксируют авление в трубах по манометру на устье. Открывают кран на трубах агнетания воды ЦА (18), давление в трубах плавно снижают до гмосферного с одновременным созданием депрессии на испытуемый нтервал (рис. 4.3, поз. 7, 8). При отсутствии признаков притока настовых флюидов в скважину время испытаний (поз. 8, 9) зинимается в пределах от 0,5 до 1,0 часа.

В течение всего периода испытаний непрерывно контролируется |рметичность разобщения подпакерной зоны от верхней части стволаi отсутствию притока в колонну бурильных труб и снижению уровня 1Дкости в затрубном пространстве (при открытом превенторе).

По завершении времени испытания плавным натяжением лонны бурильных труб до нагрузки, равной их весу, упорный узел iKepa разгружают и выдерживают в этом положении 10-15 мин для таксации формы резинового элемента. Последующим натяжением ютрумента пакер устанавливают в транспортное положение с нтролем давления на устье скважины (рис. 4.3, поз. 4).

Затем на устье плавно открывают кран КШЦ и одновременно из 1 кости ЦА промывочную жидкость закачивают в затрубное юстранство насосом агрегата (рис. 4.2, поз. 22) до полного мещения воды в колонне труб на промывочную жидкость и ^становления циркуляции в скважине (рис. 4.2, поз. 7). Промывают важину при прямой циркуляции до полного выравнивания свойств ютвора, установленных ГТН.

При достижении положительных результатов испытаний вносят ррективы в технологические процессы бурения, вскрытия юдуктивной толщи и крепления скважин, предупреждения ложнений.

В случае нарушения гидроизолирующего закольматированного »иствольного экрана (рис. 4.4) в испытуемом интервале, фиксируется >емя начала притока в скважину в течение 5-10 мин, по »ступившему в мерную емкость ЦА объему жидкости танавливается расход (рис. 4.2, поз. 18). Затем кран КШЦ закрывают оз. 12) и в течение 10-15 мин контролируют процесс восстановления шления при загерметизированном устье скважины.

По окончании гидродинамических исследований по ранее 1исанной схеме воду в колонне бурильных труб замещают юмывочной жидкостью с заданными параметрами, восстанавливаютркуляцию и выравнивают параметры раствора, инструмент злекают на поверхность.й Со зОс? в й ЕС20 15 10 525,0 22,5 20,0 17,5л4Л91 2 Время, ч -►Рис. 4.4. Карты давления испытания кольматационной зоны депрессией в скв. 336 ОГКМ; Схема установки глубинных манометров: трубное пространство над пакером; 2 - затрубное пространство над пакером;3 - трубное пространство 500 м выше пакера;4 - трубное пространство на устье скважины4Используя данные карт давлений глубинных манометров и эзультатов измерений на поверхности устанавливают показателиснического состояния ствола в интервале испытаний и снологически безопасные пределы изменения давлений (репрессий депрессий) в процессе бурения скважин. В дальнейшем эти <азатели привлекаются для оптимизации технологических эцессов разрушения горных пород, предупреждения осложнений, рвичного вскрытия продуктивной толщи, крепления, вторичного фытия нефтегазонасыщенных пластов, освоения и эксплуатации зажин [1, 16, 17, 65]. Более подробно эти вопросы рассмотрены в п. 5.

4. 4. Промысловая характеристика гидродинамического поведения скважины в процессе бурения, СПО и промывкеГидродинамическое состояние и поведение скважины при рении определяют такие технико-технологические и промысловые акторы, как свойства промывочных жидкостей, режимы циркуляции и уско-подъемных операций, фильтрационные и прочностные рактеристики горных пород, межпластовые перетоки, аномальные остовые давления. Влияние каждого из этих факторов на изменение 1влений в бурящейся скважине и ее гидродинамическое поведение 13лично [1, 2, 4, 41].

Определение давлений в скважине для решения практических |дач с привлечением известных расчетных моделей затруднительно 23, 66, 69, 70]. Существенное различие фактических давлений змеренных в скважине) с расчетными с одной стороны, последние 5 отражают характерных особенностей и динамики их изменения юханизм действия) в реальных геолого-промысловых условиях - с эугой [66, 70].

Достоверная оценка величин и динамики изменения щродинамических давлений и связанных с ними нестационарныхцравлических процессов возможна при прямых измерениях влений в скважине при производстве основных технологических оцессов [1, 2, 66, 67, 68, 69].

Ниже на материалах промысловых исследований рассмотрены рактер и гидродинамические особенности изменения давлений в важине от действия основных факторов при производстве ;зличных операций.

В покоящейся скважине давление на забой и ствол создается.сом столба, заполняющей скважин у жидкости, которое называется простатическим" и определяется уравнением основного закона дростатики, т. е. Р = pgH. Но результаты промысловых следований показывают, что в условиях скважины давление 1дкости в стволе во времени непрерывно изменяется и статического 1вновесия как такового в системе "скважина п пластов" практически ! отмечается [67, 69, 71]. Давление жидкости в скважине во время »коя может как повышаться, так и снижаться относительно величины ючетного гидростатического давления. Эти изменения давления ¡язаны с процессами фильтрации жидкости в проницаемые породы, |утри и межпластовыми перетоками, притоком пластовых флюидов в важину, температурой, структурно-механическими и реологическими юйствами промывочных жидкостей и тампонажных растворов, а 1кже с взаимодействием этих факторов во времени.

Так Бабаяном Э.В. и Булатовым А.И. (1982 г.) [71] по ззультатам промысловых исследований установлено, что при эхождении промывочных жидкостей в покое, создаваемое ими дростатическое давление на забой и стенки скважины может леныиаться. Это явление названо авторами "разгрузкой" |дростатического давления. В ряде случаев отмечено и повышение простатического давления.

Превалирующее влияние на изменение гидростатического вления оказывают геолого-промысловые (фильтрационные рактеристики и толщина пород-коллекторов, пластовое давление и мпература, межпластовые перетоки) и технологические факторы зологические свойства, водоотдача промывочных жидкостей и мпонажных растворов, плотность, седиментационная устойчивость, гезионные показатели, гидратационные процессы).

В зависимости от влияния этих факторов и изменчивости элого-технических условий в скважине, как показали прямые мерения глубинными манометрами, фактические величины простатического давления отличаются от расчетных на 3-7% или в солютных значениях величин - на 0,9-1,4 МПа [71].

На объемные изменения промывочной жидкости в скважине еще льшее влияние оказывают термодинамические процессы [2, 71]. эвышение температуры с глубиной приводит за счет объемного сширения промывочной жидкости к росту давления на призабойную ну в случаях, когда величина геостатической температуры не ¡рушает коагуляционной структуры вязкопластичной системы, ¿личина роста давления достигает 2,0 МПа и более в зависимости от нкретно сложившихся условий. Время, в течение которого юисходит изменение гидростатического давления в скважине иижение или повышение) составляет 12-40 ч [71].

При восстановлении циркуляции жидкости и промывке скважины >вышение давления в ней происходит вследствие возникающих в льцевом пространстве гидравлических сопротивлений. Это тление принято называть "гидродинамическим" [1, 2, 68, 69]. эличина гидродинамического давления, в общем случае зависит от ометрических размеров кольцевого пространства (площади сечения протяженности), свойств промывочной жидкости (эффективнаязкость и предельное напряжение сдвига), подачи насоса, характера юводимой технологической операции и фильтрационных рактеристик проницаемых пластов, гидравлически связанных со волом скважины.оX О) Сш го сгРис. 4.5. Фрагмент карты давления регистрации процесса восстановления циркуляции жидкости на забое скважины. 1 - гидростатическое давление;2 - гидродинамическое давление восстановления циркуляции;3 - гидродинамическое давление циркуляции жидкостиНа рис. 4.5 приведен фрагмент карты давления по регистрации юцесса восстановления циркуляции промывочной жидкости (рис. 5, поз. 2) связано с преодолением коагуляционной структуры терогенной системы, на практике предельное напряжение сдвига яровых растворов поддерживается в пределах, достаточных для >едупреждения седиментационных процессов. Кроме того, для юдупреждения высоких давлений при восстановлении циркуляции юмывочной жидкости операцию проводят при пониженной подаче ярового насоса с контролем допустимой величины давления, не взывающего раскрытие сомкнутых трещин, частичного поглощения едкости или гидроразрыва горных пород.

2 шшшш 111 шшшя шшшш ш Время -►Трубыо кГС о чсо 1=1Кольцевое пространство 2^шшшшВремяис. 4.6. Фрагмент карты давления регистрации процесса циркуляции жидкости в призабойной зоне скважины (обозначения те же, что на рис. 4.5).

Таблица 4.1Оценка пульсации давлений при циркуляции жидкости в скважинеОпытные скважиныРегистрируемые давления на глубине 22 Ладушкино (Калининград) 42 Малиновская (Калининград) 13 Дейма (Калининград) С9-2/85 Калининградская 33 Южно-Соленинская (Таймыр) 103 Карачаганак (Сев. Казахстан)1. Гидростатическая репрессия (депрессия), МПа 2,8 5,5 2,8 4,7 -3,6 5,52. Амплитуда колебания динамического давления, МПа: • в трубах +7,2* -5,8 +3,5 -2,5 +4,5 -4,0 +3,6 -2,2 +2,0 -1,0 +1,1 1,0• в кольцевом пространстве +4,0 -з,о +1,8 -1,3 +1,2 -1,0 +2,5 -1,5 +1,0 -1,0 +0,6 -0,43. Гидродинамическое забойное дифференциальное давление, МПа +6,8 -5,8 +7,3 -4,2 +4,0 -3,8 +7,2 -3,2 +2,6 -4,6 +6,1 -5,14. Глубина замеров, м 2760 2470 2153 2849 2580 3782* В числителе динамические давления, превышающие гидростатическое, в аменателе - меньше гидростатического.

Примечание: В скв. 22, 42 и 13 способ бурения турбинный (ЗТСШ-195), в остальных - роторный. Скв. 33 Южно-Соленинская газопроявляющая.

Амплитуды пульсации давлений в кольцевом пространстве (рис. 7) изменяются в широких пределах - от 1,0-2,0 МПа до 4,0-7,0 МПа, зевышая гидростатические репрессии на 33-142%, а ггламентируемые ПБНГП [72] - в 1,2-3,6 раза (табл. 4.1).

Таким образом, действующие на забой и ствол бурящейся ;важины гидродинамические давления характеризуются фаметрами волнового процесса - частотой и амплитудой, которые гпрерывно меняются во времени при промывке и бурении скважины, астота и амплитуда колебания гидродинамических давлений )иводят в гидравлически связанной системе "скважина п пластов" к ^стационарным процессам гидродинамического взаимодействия этой гстемы, оказывая решающее влияние на процессы разрушения рных пород, ухудшение коллекторских свойств продуктивных 1астов, возникновение осложнений и аварий в скважине.

Спуско-подъемные операции в скважине сопровождаются как ютом, так и снижением гидродинамических давлений. Основное 1ияние на величину гидродинамических давлений оказываютометрические параметры ствола и применяемого бурильного ютрумента, режимы спуско-подъемных операций (СПО), компоновка 1за инструмента, предельное напряжение сдвига и структурная 13кость промывочной жидкости, а также фильтрационные [рактеристики проницаемых пород.

Общие представления о физической сущности и механизме »зникновения гидродинамического давления при спуске инструмента обсаженную скважину достаточно подробно освещены в бликациях [66, 68, 71, 73, 74]. На практике в большинстве случаев грение скважин связано с вскрытием комплекса проницаемых пород олого-физические свойства которых изменяются в широких >еделах. В этих условиях при СПО существено изменяются эханизм возникновения гидродинамических давлений и его влияние 1 гидродинамическое состояние и поведение скважины [1, 75].

Особенностью изменения гидродинамического давления при 1ИНИЧНЫХ актах спуска или подъеме инструмента (рис. 4.8) являются »рушения установившегося в скважине относительного дравлического равновесия. Признаками такого нарушения являются жжение уровня жидкости при спуске бурильной свечи (рис. 4.8, поз. ") и его подъем до восстановления гидростатического давления в :важине в период остановки (рис. 4.8, поз. 6 "б" и "в"). Тогда как в :важине, гидравлически не связанной с проницаемыми породами, >и спуске инструмента равновесие не нарушается, т. к. уровень едкости в стволе, после вытеснения из него некоторого объема /|дкости, остается на устье.

При прочих равных условиях, величина гидродинамических звлений в скважинах с непроницаемыми стенками выше, чем в важинах взаимодействующих с проницаемыми пластами.ометрические параметры ствола и применяемого бурильного ютрумента, режимы спуско-подъемных операций (СПО), компоновка 1за инструмента, предельное напряжение сдвига и структурная 13кость промывочной жидкости, а также фильтрационные |рактеристики проницаемых пород.

Общие представления о физической сущности и механизме >зникновения гидродинамического давления при спуске инструмента обсаженную скважину достаточно подробно освещены в 'бликациях [66, 68, 71, 73, 74]. На практике в большинстве случаев прение скважин связано с вскрытием комплекса проницаемых пород олого-физические свойства которых изменяются в широких юделах. В этих условиях при СПО существено изменяются эханизм возникновения гидродинамических давлений и его влияние 1 гидродинамическое состояние и поведение скважины [1, 75].

Особенностью изменения гидродинамического давления при циничных актах спуска или подъеме инструмента (рис. 4.8) являются фушения установившегося в скважине относительного дравлического равновесия. Признаками такого нарушения являются жжение уровня жидкости при спуске бурильной свечи (рис. 4.8, поз. ") и его подъем до восстановления гидростатического давления в важине в период остановки (рис. 4.8, поз. 6 "б" и "в"). Тогда как в важине, гидравлически не связанной с проницаемыми породами, )и спуске инструмента равновесие не нарушается, т. к. уровень /щ кости в стволе, после вытеснения из него некоторого объема лдкости, остается на устье.

При прочих равных условиях, величина гидродинамических авлений в скважинах с непроницаемыми стенками выше, чем в ;важинах взаимодействующих с проницаемыми пластами.

Рис. 4.8. Характер изменения гидродинамических давлений при спуске инструмента в скважину, сообщающуюся с проницаемыми породами:! - гидростатическое давление на глубине начала спуска бурильной свечи (1-2,2 - гидростатическое давление на глубине спуска бурильной свечи (4-5, а). -3 - гидродинамическое давление в интервале спуска бурильной свечи; -4 - инерционная составляющая гидродинамического давления (б); -6 - восстановление гидродинамического давления после спуска свечи до гидростатическогоАнализ результатов промысловых исследований единичного та спуска инструмента на длину свечи (25 м) (рис. 4.8) показывает, о процесс изменения гидродинамического давления в скважине, аимодействующей с проницаемыми породами, часто носит 1акопеременный характер, механизм которого сводится к 1едующему.

В начальный период спуска инструмента и достижения аксимальной скорости возникает и растет гидродинамическое авление (рис. 4.8, поз. "б" и "в", участок 3-4). В течение всего триода времени (участок 2-3-4) жидкость в скважины движется в )ех направлениях - вверх по кольцевому пространству, внутрь тонны бурильных труб и в интервалы проницаемых пород (рис. 4.9, зз. "б"). Этот процесс сопровождается снижением уровня жидкости вРис. 4.9. Схема гидродинамического состояния скважины при спуске инструмента на забой: а - скважина, гидравлически не взаимодействующая с проницаемыми >родами.б - скважина, гидравлически связанная с проницаемыми породами, в - схема восстановления динамического уровня жидкости после остановки спуска в варианте «б».

Отмеченные обстоятельства приводят к ограничению области тактического применения известных математических моделей асчета основных технологических параметров промывки скважин,уско-подъемных операций, цементирования, борьбы с (глощениями и газонефтеводопроявлениями [1, 4, 5, 70, 78, 79]. эавнительный анализ расчетных данных по этим формулам с меренными в скважинах гидродинамическими давлениями ¡идетельствует о их существенном расхождении (рис. 4.12). Общим ¡достатком анализируемых формул является неучитываемое ]ияние на гидродинамические давления геолого-физических акторов - количества, глубины залегания, фильтрационных |рактеристик проницаемых пластов и состояние ствола скважины нтервалы расширения и сужения диаметра скважины). Из этого юдует очевидный вывод - разработка расчетных методов 1ределения величин гидродинамических давлений в гидравлическии и II I)¡аимодеиствующеи системе скважина п пластов практически 1шена перспектив.

Для этих целей более эффективна реализация двух подходов, го или производство прямых глубинных измерений в скважине, или ормирование герметичного, изолированного от проницаемых пород вола, гидродинамические процессы в котором подчиняются только 1конам трубной гидравлики, исключая влияние на эти процессы (конов подземной гидродинамики [1].

4. 5. Использование показателей технического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины в технологических расчетахОперативное регулирование (гидроизоляция вскрываемого фением комплекса проницаемых и неустойчивых горных пород) и адежный контроль технического состояния необсаженного ствола ерметичности и прочности стенок скважины) формируют качественно ^чшие условия для оптимизации технологических процессов бурения1000 Глубина, м(11=1,8 м/сек.; К=1,06)4,03,02,01,7 1,8 1,9Скорость спуска, м/сек.(Ь=1200 м; К=1,06)- по формуле Гукасова-Пирвердяна -х - по формуле Бурхардта- по формуле Сукуренко-Бондарева ■о - по формуле Дарси-Вейсбаха- по формуле Козодоя- Экспериментальная для- Экспериментальная для0Рис. 4.12. Расчетные и экспериментальные зависимости изменения гидродинамических давлений при спуске инструмента в скважинузаканчивания скважин и более надежную методическую базу для )вышения точности расчетных методов в бурении. Покажем это на •нкретных примерах промысловой практики [1, 5, 16, 17, 65, 67, 76].

Для повышения герметичности и прочности ствола в |рбонатных отложениях Оренбургского ГКМ применялась технология фения скважины с одновременной обработкой ствола дромониторными струями глинистого раствора [1, 17]. После жрытия на всю толщину филипповского горизонта с АВПД (Ка=1,29), ¡адиент гидроразрыва горных пород 0,020-0,023 МПа/м, £>фективная пористость 7-14%, размер пор 5-100 мкм, раскрытость )ещин до 0,2 мм, интервал толщиной 20 м испытывали созданием эсчетных репрессий и депрессий. По результатам испытаний зсчетами корректировали параметры промывочной жидкости, режим юмывки скважины и цементирования обсадных колонн с учетом ;тановленных технологически безопасных пределов допустимого эвышения или снижения давлений в скважине. После чего эоводилось вскрытие продуктивной толщи, текущее пластовое авление в которой не превышало 65% от начального (Ка=0,50-0,65) 0]. Данные и результаты испытаний опытных скважин представлены табл. 4.3.

Аналогичные технические показатели получены при щроизоляции терригенных коллекторов продуктивной толщи рланского нефтяного месторождения (табл. 4.4) [15, 16, 18].

Результаты испытания закольматированного экрана репрессией и депрессией в интервале филипповского горизонта скважин Оренбургского КГМИнтервал Пластовое Параметры испытаний Проектная Фактическая Гидроста№№ гидро- давление Репрессия Депрессия по ГТН (скорректи- тическоеСкважин изоляции испытания ствола, м филипповского горизонта, МПа давление, МПа градиент давления, МПа допустимое повышение плотности раствора, кг/м3 давление, МПа градиент давления, МПа допустимое снижение плотности раствора, кг/м3 плотность промывочной жидкости, кг/м3 рованная) плотность промывочной жидкости, кг/м3 давление на кровле филипповского горизонта, МПа336 15201565 19,6 15,0 0,0234 2300 3,6 0,010 1000 1350 1290 равное пластовом У524Д 14231447 21,1 8,2 0,0177 1700 4,1 0,012 1200 1520 1200 -4,0564Н 14251445 21,1 12,0 0,0228 2200 4,3 0,012 1200 1520 1400 -1,2Примечание: значок" -" - означает депрессиюТаблица 4.4Показатели вскрытия продуктивных отложений с обработкой ствола гидромониторными струями глинистых растворов Арланского нефтяного месторождения^кваж ины Геолого-промысловые условия вскрытия Параметры вскрытия продуктивной толщи Достигнутые показатели пластовое давление, МПа толщина воДоизолирующих перемычек, М градиент давления между пластами (нефтеводонасыщенными), МПа/м проектные фактические снижен ие сниже ние плотность раствора, кг/м3 : гидростатическая репрессия, МПа ГО О. о ш ь •го п. л ь 0 1 с 1 гидростатическое дифферен. Давление, МПа гидростатической репрессии, МПа плотности Промывочной жидкости, %5715 16,5 7,5 0,32 1520 1,8 1360 -0,9 2,7 10,55814 17,5 10,0 0,24 1600 3,1 1400 0,5 2,6 12,55705 16,5 4,0 0,60 1440 0,9 1320 -0,5 1,4 8,35861 16,0 10,4 0,58 1450 1,6 1230 -1,2 2,8 15,2879 16,0 5,2 0,36 1450 1,6 1200 -1,5 3,1 17,2Примечание. Испытание технологии гидромониторной кольматации юдуктивного интервала проведены на участке с повышенным текущим 1астовым давлением (коэффициент аномальности давления 1,13-1,24).

Анализ приводимых в табл. 4.3 и 4.4 промысловых испытаний оказывает, что повышение герметичности и прочности ствола в эоцессе бурения приводит к значительному расширению пределов эхнологически безопасного изменения дифференциальных давлений скважине по сравнению с традиционной технологией - в 1,4-2,3 аза. Это обстоятельство открывает широкие возможности для птимизации основных технологических процессов бурения и<анчивания скважин, а также совершенствования их конструкций л. раздел 6).

Ниже рассматриваются примеры оптимизации технологических оцессов на этапе заканчивания скважин.

Поэтому вскрытие интервала продуктивных отложений (1205170 м) в скв. 5861 и произведено с применением технологии ВГС -Зработки ствола скважины в процессе бурения высоконапорными дромониторными струями промывочной жидкости (глинистый аствор). Данные и результаты работ приведены в табл. 4.5.

Плотность глинистого раствора для гидромониторной обработки ■вола скважины рассчитана с учетом гидроизолирующих арактеристик формируемого в проницаемых породах приствольной )ны кольматационного экрана на глубину до 25-30 мм по формулеРпл - АРРр =-, (4.12)днгде РПл - текущее пластовое давление;АР - величина регламентируемой депрессии на кровлю пласта, энтролирующего давление в скважине;Н - глубина кровли пласта, подвергающегося действию епрессии.

Установленная по результатам промысловых испытаний в кважинах Арланского месторождения величина допустимой епрессии 2,5 МПа [83]. В скважине 5861 величина допустимойтрессии на кровлю водонасыщенного пласта принята 1,0 МПа.гсюда требуемая плотность промывочной жидкости составит16,0-1,0рр =-- 106 = 1228 кг/м39,8 х 1246Таблица 4. 5Данные и результаты вскрытия угленосной свиты в скв. 5861 АрланХарактер насыщенности пласта Нефть Вода1убина кровли проницаемых пластов, м 1233 1246адравлнческие ловия :крытня зонасьнценных 1астов Плотность раствора, кг/м 1450 проектные Забойное дифференциальное давление, МПа гидростатическое 7,9 гад род инам ическо е 10,5 3,9фактические Плотность раствора, кг/м 1230 Забойное дифференциальное давление, МПа гидростатическое 5,2 -0,7 гидродинамическое 7,0 1,1араметры щромониторной фаботкн вола скважины Скорость истечения жидкости из насадки, м/с 93 Давление пятна струи на поверхность кольматации, МПа 5,3 Среднее время обрабо тки 1 см" поверхности ствола, с 0,3 Среднее время от вскрытия до изоляции проницаемой поверхности, с 620 »нльтрационные и ромностные 1рактеристики ствола Коэффициент приемистости, м3/с МПа 0,48 Градиент давления прочности ствола, МПа/м 0,025 Примечание: Средняя величина гидравлических сопротивлений в эльцевом пространстве при вскрытии продуктивной толщи, установленная по анным глубинных измерений при подаче насоса 0,022-0,024 м3/с, составила 1,8 !Па.

По окончании бурения ствол скважины в интервале одуктивной толщи опрессован контрольным давлением 7,0 МПа с гановкой пакера в кровле отложений на глубину 1205 м.—О ^эффициент приемистости составил менее 0,48x10 м /с МПа, здиент давления на прочность - 0,025 МПа/м. С учетом полученных зультатов испытаний рассчитана средняя плотность цементного створа, обеспечивающая подъем его на расчетную высоту при ямом одноступенчатом цементировании эксплуатационной колонныРпл + АРоп Рж Рц =- ' (4.13)днце ДРоп - контрольное давление опрессовки ствола на герметичность прочность;Нц - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной лонной;Рж- давление столба промывочной (буферной) жидкости.

Подставляя в (4.13) соответствующие значения получим10+12.2Рц =- 106 = 1837 кг/м39,8x1233В процессе вскрытия продуктивной толщи глинистым раствором ютность 1230 кг/м3, условная вязкость 70 с, водоотдача 5-12 см3/30 ин осложнения отсутствовали, цементный раствор плотностью 1830 /м3 поднят за эксплуатационной колонной до устья скважины. Как 1едует из табл. 7.5 забойные репрессии на кровлю эфтенасыщенного пласта снижены - гидростатическая на 2,7 МПа, щродинамическая на 3,5 МПа. Водонасыщенный пласт вскрыт при щростатической репрессии порядка 0,7-1,0 МПа.

Несмотря на повышенные до 5,2-7,0 МПа забойные репрессии в ювле нефтенасыщенного пласта, загрязнение призабойной и iaлeннoй зон практически не произошло, поскольку среднее время от жрытия фильтрующей поверхности коллекторов до их дроизоляции от ствола скважины кольматационным экраном не зевышало 620с (10,3 мин). Это подтвердили и результаты освоения и юда скважины в эксплуатацию.

Скважина 8022 ОГКМ (Оренбургская область) пробурена на зкмаро-ассельские отложения и представлена следующими геолого-изическими характеристиками:нтервал продуктивной толщи, мнтервал газоконденсатонасыщенности, мористость, %ффективная толщина, мекущее пластовое давление, МПаоэффициент аномальности пластового давленияолщина гидроизолирующей перемычки между подошвойэилипповского горизонта (кунгур) и кровлей продуктивнойолщи, сложенной плойчатыми доломитами, мнтервал газонасыщенного филипповского горизонта, мффективная толщина, мластовое давление, МПаористость, %оэффициент аномальности пластового давления радиент давления между сакмаро-ассельскими сложениями и филипповским горизонтом, МПа/м ип коллектора1575-1780; 1720-1770; 9-12; 22; 14,1; 0,99; "25,0;1520-1550;17;19,6;7-11 1,29- 0,22;- пористо-трещиноватый, трещинный и карстовый.

Основной геолого-физической особенностью вскрытия родуктивной сакмаро-ассельской толщи является расположение в /нгуре над ее кровлей филипповской газонасыщенной залежи с номально высоким пластовым давлением (Ка = 1,29).

Таблица 4. 6Данные и результаты вскрытия филипповского горизонта в скв. 8022 ОГКМзонасыщенные горизонты Филипповскии Сакмароассельскин[убина кровли проницаемых пластов, м 1520 1575щравлические ловня крытия зонасыщенных 1астов проектные Плотность раствора, кг/м3 1340 Забойное дифференциальное давление, МПа гидростатическое 0,8 7,0 гидродинамическое 3,1 9,3фактические Плотность раствора, кг/м3 1150 Забойное дифференциальное давление, МПа гидростатическое -2Д 4,0 гидродинамическое 0,2 6,3араметры ¡дромониторной обработки вола скважины Скорость истечения жидкости из насадки, м/с 100 Давление пятна струи на поверхность кольматации, МПа 5,7 Среднее время обрабо тки 1 см2 поверхности ствола, с 0,3 Среднее время от вскрытия до изоляции проницаемой поверхности, с 514 нльтрационные и )очностные [рактеристики ствола Коэффициент приемистости, м /с МПа-10" 0,0007 0,0012 Градиент давления прочности ствола, МПа/м 0,0190 0,0185Примечание: Средняя величина гидравлических сопротивлений в кольцевом юстранстве по данным затрубного глубинного манометра при подаче насоса 034 м3/с составила 2,3 МПа.

Вскрытие продуктивных отложений в этих геолого-физических ловиях производилось при плотности промывочной жидкости, дростатическое давление которой на кровлю пластов на 3-5% >евышает пластовое филипповского горизонта. При снижении ¡кущего пластового давления в сакмаро-ассельских отложениях до 0-13,5 МПа гидростатическая репрессия достигла 7,0 - 12,6 МПа 0], а в гидродинамических условиях забойное дифференциальное шление возрастает до 10,0 - 16,0 МПа. Очевидно, что реализация в их геолого-технических условиях технологий бурения при балансированном и несбалансированном давлении, 1тимизационных программ практически бесперспективна. Поэтому )адиционная технология вскрытия продуктивной толщи была эполнена технологической операцией по обработке интервала 1520 1550 м (филипповский горизонт) ВГС в процессе бурения (таблица 6).

Плотность глинистого раствора для вскрытия филипповского »ризонта расчитана с учетом промысловых испытаний в скважинах ГКМ гидроизолирующих характеристик кольматационного экрана и эгламентируемой депрессии на кровлю филипповского горизонта, эвную 2,5 МПа. Как следует из табл. 4.6, плотность глинистого эствора для вскрытия филипповского горизонта снижена с 1340 кг/м3 э ГТН до 1150 кг/м3. После вскрытия газонасыщенного пласта на элную мощность при режимах гидромониторной кольматации, риводимых в табл. 4.6, интервал обработки испытали на фметичность и прочность созданием репрессии 12,0 МПа и епрессии 2,3 МПа в течение 1 часа. Градиент давления испытания епрессии составил 0,0190 МПа/м, депрессии - 0,0108 МПа/м.альнейшее вскрытие продуктивной толщи проходило при сниженной о 4,0 МПа гидростатической репрессии и до 5,2 МПадродинамической. При этом на кровлю филипповского горизонта жствовала статическая депрессия 2,1 МПа, гидродинамическая >прессия - порядка от 0,3 до 0,5 МПа. В процессе бурения до юектного забоя в скважине отсутствовали газопроявления и фушения технологии работ.

По результатам опрессовки ствола на гидромеханическую ючность перед креплением по (4.13) рассчитана средняя плотность гментного раствора, для подъема его в одну ступень на расчетную эЮоту 1780 м, которая составила 1820 кг/м3.

Заключая раздел, уместно отметить, что широко применяемые в гечественной и зарубежной практике методические подходы, гхнические средства и технологические решения по оптимизации щравлических условий заканчивания нефтегазовых скважин в номальных геолого-технических условиях не приводит к заметному эсту качественных и экономических показателей буровых работ, альнейшее совершенствование технологических процессов и щравлических программ заканчивания скважин в различных геолого-эхнических условиях связано с формированием информационной азы данных контроля и регулирования технического состояния гвола и нестационарных гидродинамических процессов заимодействия системы "скважина п пластов" на всех этапах аканчивания скважины.

4. 6. Технология струйной обработки стволав процессе бурения и заканчивания скважинРазработанная в середине 70-х годов и получившая дальнейшее азвитие с начала 80-х годов технология обработки ствола лдромониторными струями промывочных жидкостей в процессе урения скважин, предназначена для гидроизоляции низкой и среднейюницаемости (0,01-12,0 мкм2) пород-коллекторов с раскрытостью |ещин до 0,2 мм и эффективной пористостью 7-28% [1, 17, 83, 84].

Отличительной особенностью и преимуществом этой технологии ;ред известными методами изоляции проницаемых пород является :ват гидромониторной обработкой всей поверхности фильтрации >иствольной зоны скважины, малая тощина гидроизолирующего рана (15-25 мм) и высокие изолирующие характеристики юледнего, которые обусловлены заполнением проницаемых каналов жкодисперсным, физико-химически активным кольматирующим атериалом (частицы диспергированной глины, цемента и т. д.) [82, Ь, 84]. Основанная на принципах системного подхода, струйная ?хнология применяется для решения широкого круга промысловых щач по повышению качества и эффективности строительства и :сплуатации нефтяных и газовых скважин, которые достаточно полно :вещены в публикациях [1, 5, 15, 16, 17, 65, 86, 87, 88, 89, 90]. оэтому ниже ^рассматриваются новые методические подходы и 5хнологические разработки, направленные на дальнейшее развитие юрии и практики применения' турбулентных струй в буровых зоцессах.

4. 6.1. Классификация струйных методов обработки ствола скважиныКак следует из опубликованных работ [1, 5, 17, 81, 85] по вхнологии обработки ' ствола - гидромониторными струями эомывочных жидкостей и специальных растворов, ряд методических теоретических вопросов остается не решенным. Так, например, до астоящего времени отсутствует классификация гидроструйных етодов применительно к технологии буровых работ, что негативно тражается на установлении области их эффективного применения,жимании физической сущности гидромеханических процессов «действия на ствол скважины, вольной трактовке }рминологических определений и т. д. В этой связи нами сделана эпытка восполнения этого пробела.

Гидравлические струи формируются при истечении жидкости зрез насадки различной формы, сужающие поток на выходе из эпла. Насадки монтируют в специальных устройствах идроизлучатели или гидромониторы) [1, 17] или стандартной )мпоновке низа бурильного инструмента [1, 5] - наддолотный эреводник. С помощью этих устройств задается направление зижения гидравлической струи и характер воздействия на эрабатываемую поверхность. При вылете гидравлической струи из эпла насадки, последняя подвергается воздействию внешних »акторов, приводящих к ее распаду (нарушению компактности струи, асыщения ее газом и дисперсными частицами). Эти процессы нтенсифицируются с удалением струи от сопла насадки. Средний иаметр струи при этом увеличивается с одновременным иеньшением осевой и средней скорости истечения жидкости и эответственно общего давления пятна струи на обрабатываемую эверхность [91, 92].

Процессы распада и насыщения гидравлической струи роисходят из-за конструктивного исполнения устройств и влияния педующих основных факторов: силы гравитации, вязкости жидкости, юрмы и начального диаметра струи, динамического давления струи а выходе из насадки, сносящего потока циркулирующей в скважине ид кости.

Из отмеченных факторов превалирующее влияние на качество и эхнологические параметры струи оказывают ее диаметр и 1дродинамическое давление на выходе из насадки. Поэтомупользуемые в технологических процессах бурения скважин руйные методы классифицированы по пределам изменения величин чального диаметра струи струи <30 и гидродинамического давления на выходе ее из насадки [92].

При этом гидравлические струи классифицированы на две новные группы:1. Средних диаметров и давлений при с]0 = 10-16 мм, Р0 = 3,0-6,0Па.

2. Малых диаметров и высоких давлений при <30 = 6-9 мм, Р0 = 8! МПа.

Формирование струй в каждой из этих групп происходит >актически в одинаковых условиях. Поэтому струи первой группы >инято называть гидромониторными, а второй - тонкими струями 2].

Для эффективной изоляции стенок скважины (проницаемые или густойчивые горные породы) от комплекса проницаемых и |рочнения неустойчивых пород необходимо использовать начальную омпактную) часть струи, т. е. первый участок постоянного сечения фа течения и скорости истечения струи, длина которого для условий /рения изменяется от 1,5 до 3,0 диаметров насадки.

Длину ядра постоянных скоростей начального участка щравлической струи, обеспечивающего передачу максимальной шетической энергии преграде определяют уравнениемт0 = X / б, (4. 6)где X - расстояние от торца насадки до стенки скважины;с! - диаметр струи на расстоянии X.

Чем выше безразмерная величина параметра длины ядра стоянных скоростей т0, тем гидравлически совершеннее насадка.

4. 6. 2. Технологические параметры струйной обработки приствольной зоны горных породОсновными расчетными параметрами процесса обработки вола гидромониторными струями промывочных и тампонажных ютворов являются:1. Скорость истечения струи жидкости из насадкии = 1,27 О / с12ср п, м/с (4.7)где О - подача насоса;с!ср—среднии диаметр насадок; п -количество рабочих насадок.

2. Сила динамического удара струи в стенку скважиныРд = ри2 Р0 эта, МПа (4. 8)где р - плотность жидкости;и - скорость истечения жидкости из насадки; Р0 - площадь поперечного сечения струи;а - угол между продолжением направления струи и плоскостью реграды.

3. Время контакта струи с преградой-с = с1н/лОспвр, сгде - диаметр скважины;Пар - частота вращения насадки.

Для обеспечения оптимальных режимов гидромониторной 5работки ствола необходимо выполнение четырех технологических »ебований:1. Реализация 2/3 гидравлической мощности на забое скважины 1/3 в гидромониторном устройстве для эффективного разрушения >рных пород и промывки забоя, т. е.где Бн - площадь отверстия гидромониторной насадки;2дол - общая площадь отверстий насадок в долоте.

2. Для предупреждения эррозионного разрушения стенок <важины давление пятна гидромониторной струи на обрабатываемую оверхность должно быть меньше предела прочности горных пород на жатие, допустимые значения которого с учетом промыслового опыта пределяются из уравнениягде асж - предел прочности горных пород на одноосное сжатие.(4. 10)Рк = (0,4 - 0,6) асж, Па(4. 11)3. Для реализации максимума работы гидромониторной струи и эедупреждения ее деформации от действия сносящего потока при зижении по обрабатываемой поверхности, скорость истечения идкости из нее должна быть выше скорости вращения в 3 раза (при эминальном диаметре ствола) или в два раза, когда ствол скважины арушен кавернами и имеет сужения. Эти условия выражаются как >3]Итах1 = 1/3 ОИИтах2 = 1/2 I)где Итах - скорость вращения инструмента;и - скорость истечения жидкости из насадки.

4. Для равномерной обработки стенок скважины струями идкости линейная скорость перемещения гидромониторного :тройства по стволу не должна превышать 40 м/ч или 0,7 м/мин.

Применение оптимальных технологических параметров 1дромониторной обработки ствола струями промывочных и ампонажных растворов с учетом отмеченных ограничений, не арушая и не осложняя гидравлических условий бурения, приводит к юрмированию приствольного экрана (кольматационный слой в риствольной зоне проницаемых пород и упрочненное покрытие на генках ствола) с повышенными гидроизолирующими арактеристиками [1, 17, 83, 84, 85].

4. 6. 3. Технология и техника гидроакустическойвиброволновой обработки стенок скважиныДругим направлением научно-исследовательских работ по рименению струйных методов в технологических процессах буренияпяется разработанная под руководством заведующего кафедрой эения Уфимского государственного нефтяного технического лверситета (УГНТУ) проф. М.Р.Мавлютова в 1985-93 гг. технология техника гидроакустической виброволновой обработки стенок зажины [17, 85, 94, 95, 96].

Масштаб0(1 1й М 3(1I I I I5 Ю.8.

Масштаб ой Ш 2(1 за■ I5)Рис. 4.15. Поля массового распределения частиц кольматанта в проницаемых каналахприствольной поверхности фильтрации при использовании кольмататоров с эризонтальным (а) и вертикальным (б) веерами на расстоянии 4с1н от насадков до стенкискважины /97/.

При этих параметрах виброволновой обработки амплитудные ачения акустического давления изменяются от 0,03 до 0,12 МПа при :тотах до 10 кГц [17, 85].

В отличие от гидромониторной обработки ствола, где нетическая энергия высоконапорной струи используется для жжения проницаемости и неустойчивости стенок скважины, в броволновой технологии энергия гидромониторных струй еобразуется в гидроакустическое поле, энергия которого ализуется для снижения фильтрационных и повышения очностных характеристик ствола скважины.

Результаты промышленного внедрения разработки позволили гановить область ее эффективного применения при едупреждении поглощений, газонефтеводопроявлений,вернообразований, сохранения природных коллекторских свойств одуктивных пластов, повышении качества крепления скважин "[17, 85, 94].

Вместе с тем ряд важных научно-прикладных вопросов броволновой технологии, связанных с повышением ее эфективности остаются открытыми. Это, в первую очередь, касается юкрытия механизма взаимодействия веерных потоков с юницаемой средой, влияния на этот процесс сносящих потоков щкости (при циркуляции в затрубном пространстве промывочной 1Дкости и при вращении инструмента), контроль и управление юцессом обработки ствола и некоторые другие.

4. 7. Изоляция поглощающих пластов нагнетанием тампонажных смесейВ общем комплексе работ по поддержанию ствола скважины в ¡хнически надежном состоянии важное место занимают методырьбы с поглощениями и водопроявлениями, часто встречаемые в омысловой практике и серьезно осложняющие технологию буровых бот и качество [1, 4, 5, 56]. Проблеме борьбы с поглощениями и допроявлениями посвящено достаточно много публикаций по хнологии и технике производства изоляционных работ [4, 5, 56, 99, Ю, 101, 102, 103, 104]. Вместе с тем аналитический обзор последних зт показывает, что показатели эффективности и качества вменяемых технологий остаются на низком уровне, а их успешность з превышает 0,3-0,5 в зависимости от сложности геолого-физических :ловий борьбы с поглощениями и водопроявлениями [4, 5, 82, 101]. тмеченное объясняется недостаточностью внимания специалистов к 1ду вопросов, успешное решение которых приведет к существенному юту качественных и экономических показателей изоляционных абот. Относится это, в первую очередь, к научному обоснованию и азработке гидравлически совершенных процессов тампонирования эюокопроницаемых пород, методов контроля и регулирования эоцесса изоляции поглощающих пород, расчета технологических араметров изоляционной операции, а также базовой классификации эглоицений по категориям сложности производства изоляционных абот [5, 106].

В данном разделе систематизированы методические и эхнологические решения по разработке базовой технологии изоляции оглощающих пластов в различных геолого-промысловых условиях урения и заканчивания нефтяных и газовых скважин.

4. 7.1. Промысловая оценка фильтрационных характеристик поглощающих пластовОснову технологических расчетов процесса тампонирования оглощающих пластов составляет промысловая информация о их эолого-физических и фильтрационных характеристиках.

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

Расположение индикаторной линии в системе координат "расход перепад давления нагнетания" и ее форма (прямолинейная, лволинейная) отражает особенности фильтрации нагнетаемой в изабойную зону пласта жидкости и гидродинамического аимодействия системы "скважина пласт". На примере рис. 4.16 осмотрим индикаторные характеристики поглощающих пластов зличных категорий сложности и их фильтрационные показатели, щикаторная линия 1 характерна для поглощающих пластов низкойО оиемистости (К=0.5-1.0-10 м/с МПа) и интенсивности поглощения =5-40 м3/ч). На графике она располагается в области оси перепада [вления и выпукла к оси расходов. Главной особенностью цродинамического поведения таких пластов при нагнетании жидкости ляется повышение гидравлических сопротивлений на радиусе гнетания при увеличении расхода жидкости. Средняя раскрытость налов поглощения не превышает 0.5-0.6 мм.

Индикаторная линия 2 характерна для поглощающих пород с адиентом давления начала фильтрации жидкости из скважины в 1аст. Фильтрационные показатели таких проницаемых пород могут ¡меняться в широких пределах, если не ограничивать расход гнетания жидкости. При ограничении расхода величинами, близкими¡ерепаду давления раскрытия каналов, коэффициент приемистости 1нтенсивность поглощения будут изменяться от низких до средних ачений и, соответственно составлять К=0.6-1.5-10"2 м3/с МПа и 20-60 м3/ч. На графике левая часть индикаторной линии крутая и сполагается в области оси давления. Правая - большей отяженности и располагается параллельно оси расходов.

10 20 30 40 50РАСХОД, 10'м/сРис. 4. 16.

Характерные индикаторные зависимости поглощающих пластов и классифицирующие их признаки I - область проницаемых пород со слабой и несутойчивой интенсивностью поглощения; II - область поглощений низкой и средней интенсивности; III -бласть поглощений средней и высокой интенсивности; IV-область поглощений высокой и очень высокой интенсивности (без выхода жидкости на устьескважины).

Гидродинамическое поведение пластов с подобной -щикаторной линией отличает ряд особенностей. Индикаторные инии не проходят через начало осей координат. Левая болееюткая ветвь индикаторной линии через крутой перегиб переходит в авую пологую и более продолжительную ветвь. Перегиб линии на ютком участке соответствует началу раскрытия в них трещин. А пьнейшее продолжение правой ветви индикаторной линии отражает эактер фильтрации жидкости в раскрытых каналах горных пород, едняя раскрытость каналов фильтрации при нормируемой подаче дкости не превышает 0.8-1.2 мм.

Индикаторная линия 3 характерна для поглощающих пластов едней и повышенной приемистости (К=0.6-2.8-102 м3/с МПа) и тенсивности поглощения (С=40-100 м3/ч). На графике она может сполагаться как в области оси давления, в средней части, так и в ласти оси расходов. Главной особенностью гидродинамического ведения проницаемых пластов с такой индикаторной рактеристикой является прямолинейная зависимость коэффициента мемистости от параметров нагнетания жидкости - расхода и мления. Возможное -отклонение -индикаторной зависимости от >ямолинейной связано с неоднородностью (анизотропией) юницаемой среды, изменяющей режим фильтрации жидкости на щиусе нагнетания. Средняя раскрытость каналов движения 1 дкости изменяется от 0.8 мм до 2.8 мм.

Индикаторная линия 4 характеризует пласт, фильтрационные жазатели которого могут изменяться под влиянием параметров агнетания жидкости. И если не ограничивать расход и давление агнетания жидкости их приемистость может достигать предельных гхнических возможностей применяемых насосов. При ограниченной эдаче насосов коэффициент приемистости таких пластов составляет =1.9-4.2-10"2 м3/с МПа, а интенсивность - С=70-150 м3/ч, т. е. они гносятся к категории проницаемых пород с повышенными и ысокими фильтрационными свойствами. На графике индикаторнаяния располагается в области оси расходов с перегибом туклостью к оси давлений. Перегиб кривой обусловлен несколькими иболее вероятными причинами.

Резкое повышение коэффициента приемистости поглощающих астов может быть связано с дренажом призабойной зоны и очисткой налов фильтрации от заполняющих их материалов, подключением >угих участков проницаемых пород с повышенным градиентом (вления фильтрации жидкости, а также вследствие раскрытия лльтрационных каналов под воздействием напряжений в скелете юницаемых пород. Средняя раскрытость каналов фильтрации >глощающих пластов с подобной индикаторной характеристикой меняется от 1.9 мм до 4.2 мм и более.

Индикаторная линия 5 характерна для искусственно формировавшейся сети проницаемых каналов в прискважинной зоне вола вследствие гидроразрыва горных пород. Такие коллекторы носятся к- породам с- повышенной-и высокой проницаемостью, 'эффициент приемистости которых составляет К = 4.0-7.0 Ю-2 м3/с Па, а интенсивность поглощения С = 150-250 м3/ч и более. На афике индикаторная линия располагается вблизи оси расходов, гличительной особенностью гидродинамического поведения )глощающих пород с подобными индикаторными линиями является 13кое и, практически, независящее от расхода жидкости избыточное эвление на кровлю проницаемых пород. Средняя раскрытость 1налов гидроразрыва может составлять 4.2-5.3 мм и более.

Индикаторная линия 6 характеризует поглощающие пласты с ачальным раскрытием канала фильтрации жидкости до 5.0 мм и злее. Это коллекторы высокой проницаемости с коэффициентом эиемистости К = 7.0-8.0 -102 м3/с МПа, показателем интенсивности эглощения С = 250-300 м3/с и более. Индикаторная линия по формеямолинейная и в координатных осях располагается в посредственной близости к оси расходов. Особенностью дродинамического поведения поглощающих пластов с алогичными индикаторными зависимостями является их высокая иемистость. При этом, повышение расхода нагнетания не приводит заметному росту избыточного давления на кровлю проницаемых род. Изменение перепада давления настолько незначительно, что в льшинстве случаев не поддается контролю и регистрации временными методами измерений в скважинах (за исключением овнемера).

Из рассмотрения эталонных индикаторных зависимостей 1едует, что все они в той или иной степени подчиняются линейному кону фильтрации жидкости в проницаемых породах [46, 100]. ээтому для расчета фильтрационных характеристик и параметров >глощающих пластов применима формула линейной фильтрацииедкости Дюпюи-Дарси. ---------С помощью индикаторной зависимости определяются юдующие фильтрационные характеристики поглощающих пород:• коэффициенты полной и удельной приемистости проницаемых 1астов;• средняя раскрытость каналов фильтрации жидкости;• густота трещин;• градиент давления начала фильтрации жидкости в проницаемые »налы с изменяемой геометрией.

Коэффициент полной приемистости поглощающего пласта пределяется уравнением.

К = О / АР, м3/с МПа где О - подача насоса;(4.14)ДР - перепад давления.

Поскольку этот показатель используется при расчетах 1льтрационных характеристик проницаемых пород и хнологических параметров процесса изоляции поглощающих астов, величина его определяется по той части индикаторной нии, которая расположена на пересечении с линией перепада мления равной 3.0 МПа и выше. Если индикаторная линия не ресекает линию перепада давления 3.0 МПа, коэффициент полной иемистости определяется по максимальным величинам параметров ¡жима исследований О и ДР.

Коэффициент удельной приемистости поглощающих пород юсчитывается по формулеКуд= К/Иэф, (4.15)где Иэф - эффективная (фильтрующая жидкость) толщина »глощающих пород.

Этот показатель более полно освещает фильтрационную (рактеристику прискважинной зоны поглощающих пластов, а в »четании с другими фильтрационными параметрами позволяет >высить точность расчетов при определении типа, свойств и Зъемов применяемых тампонажных смесей.

Средняя раскрытость каналов фильтрации проницаемых пород денивается уравнением§ = л/аК/^ Тн (4.16);е К - коэффициент приемистости проницаемых пород, м3/сМПа;т0 - предельное напряжение сдвига промывочной жидкости, МПа;Тн - время нагнетания жидкости на соответствующем режиме исследования, с;а = 0.06-Ю-3 - коэффициент пропорциональности.

Основным назначением этого параметра является обоснования юлогических свойств и объема тампонажной смеси и »едварительная оценка типа и размера закупоривающих шолнителей при производстве изоляционных операций.

Градиент давления начала фильтрации жидкости в каналы с меняемой геометрией рассчитывается по формуле (4.17).VP = (Per + Ру) / Н, МПа/м (4.17)де Рст - гидростатическое давление жидкости на кровлю юницаемых пород;Ру - давление на устье, при котором начинается фильтрация едкости в раскрывшиеся каналы проницаемых пород; Н - глубина кровли проницаемых пород.

Величина давления начала фильтрации жидкости в эоницаемые каналы определяется по данным опрессовки ствола шажины на герметичность и прочность стенок. Методика пределения этого показателя заключается в следующем. После аполнения манифольда буровой промывочной жидкостью в эдпакерную зону продолжают закачивать жидкость с расходом неО Оолее 7-10 м /с. Одновременно ведется наблюдение за ростом авления по манометру на ЦА или насоса буровой установки.»одолжается это до момента начала стабилизации перепада вления при постоянной подаче насоса (рис. 4.17). После этого гнетание жидкости прекращается и фиксируется по манометру личина снижения давления (участок 3-4 на рис. 4.17). ютветствующая точке 3 на оси координат величина давления (в шем случае - 2,8 МПа) и является началом фильтрации жидкости в скрывшиеся каналы. Точка 1 соответствует давлению раскрытия налов фильтрации.дР, МПа 543211 2 3 4 5 6 Т, мин Рис. 4. 17.

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

Отмеченные показатели как каждый в отдельности, так и в !мплексе характеризуют геолого-физические и фильтрационные юйства поглощающих пластов и особенности их состояния и )ведения при взаимодействии со скважиной. Корректная оценка их ) данным промысловых исследований и расчетными методами 1 I2 3 I4 зволяет обосновать способ изоляции поглощающих пород, технику технологии их производства.

4. 7. 2. Классификация поглощений и выбор метода изоляцииИзвестно более десяти классификаций поглощений, убликованных в разное время [99, 102, 103, 105, 106]. Анализ этих 1зработок показывает, что ни одна из них не может быть принята в честве единой, т. е. пригодной для использования практически во ех регионах разведки и разработки месторождений нефти и газа, е встречается этот вид осложнений. Причин этому несколько, эрвая и главная - отсутствие общего классифицирующего признака, > которому все поглощения можно разделить по категориям южности. В классификациях отсутствуют или недостаточно »едставлены такие важные компоненты, как комплекс показателей, растеризующих основные признаки поглощений - геолого-изические и технологические, их фильтрационные свойства и тегральная характеристика - индикаторная зависимость. Что !сается рекомендаций по борьбе с поглощениями, предлагаемых на :нове разработанных классификаций, следует отметить, что они >сят приближенный характер. В них не учтены такие важные акторы процесса тампонирования поглощающих пластов, как эханизм снижения их проницаемости и способы реализации этих эханизмов - гидравлически совершенные режимы нагнетания 1МПОнажных смесей, их параметры и свойства, требуемый объем, педствием отмеченного явилась ограниченная область применения ¡вестных классификаций, а в результате низкая эффективность их юмысловой реализации.

Назначение классификацийМногообразие горно-геологических условий строительства фтяных и газовых скважин, геолого-физических и фильтрационных рактеристик поглощающих пластов, а также способ их изоляции едставляют известные трудности при выборе методов борьбы с глощениями различной сложности и применении наиболее эфективных средств их реализации.

Постоянный дифицит информации о геолого-физических и /шьтрационных характеристиках поглощающих пород, цравлическом состоянии и поведении таких скважин ограничивает зможности обоснованного выбора метода изоляции поглощения, хнических средств, определения расчетных параметров процесса мпонирования, необходимых объемов и свойств тампонажных 1есей.

Классификация поглощений тю единому обобщенному признаку, тановление основных геолого-физических и технологических ¡рактеристик по каждой категории поглощений и их расчетных фаметров в сочетании с соответствующими механизмами снижения юницаемости коллекторов позволяет выбрать наиболее [зфективный метод изоляции, технику и технологию производства абот.

Классифицирующие признаки поглощенийОсновным признаком, по которому поглощения )ассифицируются на различные категории сложности, является юисхождение каналов фильтрации, т. е. причины, вследствие >торых они образовались. Это обобщенный признак, но с четко оделяющимися границами различия основных характеристикоглощающих пластов в зависимости от причин, приведших к юрмированию сети проницаемых каналов.

По этому признаку все встречаемые на практике поглощения пассифицированы на три категории; раскрытые трещины эктонического происхождения; раскрытые трещины искусственного роисхождения - гидроразрыв горных пород; каналы с изменяющейся юметрией как проявление упруго-деформационных свойств горных ород в скважине (табл. 4.7).

Каждая из выделенных категорий поглощений характеризуется рисущими ей геолого-физическими и технологическими признаками, асположением индикаторной зависимости в координатном поле с осями Р - О (рис. 4.16) и расчетными фильтрационными параметрами роницаемых пород. Эти показатели и критерии классификации опре-еляются по данным наблюдений на поверхности и исследования погло-1ающих скважин известными методами [4, 5, 57, 58, 99,101,102,103].

При возникновении в скважине поглощения основной задачей вляется установление происхождения каналов фильтрации жидкости их классификационной принадлежности к одной из категорий оглощения. И только после этого приступают к определению нтегральной характеристики поглощающего пласта и его расчетных араметров.

Комплекс расчетных параметров поглощающих пластовГидродинамические и фильтрационные характеристики оглощающих пластов определяются комплексом показателей по анным их исследования при нагнетании жидкости на нескольких рактически установившихся режимах [4, 5, 58, 62, 63, 64, 103]. 1олучаемая при этом индикаторная зависимость являетсяпгегральной характеристикой исследуемого пласта. Она отражает о состояние и поведение во времени в зависимости от влияния его комплекса факторов, определяющих особенности фильтрации 1Дкости на радиусе внедрения и связанные с ними процессы менения свойств как проницаемой среды, так и нагнетаемой едкости.

Индикаторная зависимость используется также для расчета ильтрационных параметров поглощающих пород, включающих: •эффициент приемистости, среднюю раскрытость каналов, »эффициент трещиноватости. В классификации приведены наиболее гроятные пределы изменения этих показателей для каждой ггегории поглощений.

По установленной принадлежности поглощений к конкретной шссификационной категории и расчетным фильтрационным эраметрам по табл. 4.8. устанавливается соответствующий «этой ггегории механизм снижения проницаемости поглощающих пород и гхнико-технологические средства его реализации, т. е. выбирается етод борьбы с поглощением.

Выбор метода изоляции поглощающих пластовВыбор метода борьбы с поглощениями в первую очередь ависит от принимаемого для производства изоляционных работ еханизма снижения проницаемости каналов фильтрации пород-эллекторов. В классификации использовано пять наиболее широко рименяемых в промысловой практике механизмов снижения роницаемости каналов поглощающих пород. Эффективная область рименения каждого механизма ограничивается гидродинамической арактеристикой поглощающего пласта (индикаторная зависимость) и го фильтрационными параметрами (табл. 4.7), рассчитываемыми с^пользованием индикаторной зависимости. Это основные зобенности и отражены в классификации. Поэтому выбор ффективного механизма изоляции поглощения той или иной зтегории не представляет трудностей, если по данным щродинамических исследований определены гидродинамическая арактеристика и фильтрационные параметры поглощающего пласта.

Для успешной реализации принятого для изоляции поглощения еханизма снижения проницаемости горных пород необходимы эответствующие технические средства и технологические ероприятия. Они определены в соответствующих графах табл. 4.8. астоящей классификации. Это - способ изоляции, технологические кемы производства работ, рекомендуемые типы и свойства змпонажных растворов и смесей, параметры процесса изоляции. >тим этапом завершается выбор метода борьбы с поглощением :тановленной категории сложности. Все последующие рганизационные, технические и технологические мероприятия роводятся с одной целью - производство изоляционной операции вВ заключение следует отметить, что настоящая классификация южет эффективно использоваться в различных геолого-технических гловиях бурения разведочных скважин для определения щродинамических характеристик и фильтрационных параметров оглощающих пластов, а также оценки сложности геолого-технических словий производства изоляционных работ, соответствии с асчетными параметрами процесса тампонирования.

Из теории и практики известны три режима нагнетания 1Мпонажных смесей в интервал поглощающих пород - бокового, )нного и переходного [5, 104]. Каждый из режимов имеет свои юбенности и область эффективного применения.

Режим бокового нагнетания тампонажных растворов в зону >глощения достигается созданием на кровлю пласта репрессии, при »торой движение смеси на радиусе внедрения происходит дновременно по всей его толщине в плоско-радиальном режиме, арактерные черты такого режима приведены на схеме рис. 4.18-6. зеличение радиуса растекания в "подошве" интервала проницаемых эрод связано с влиянием вытесняемой из суспензии воды и большим эм в "кровле" избыточным давлением.

Эти важные характеристики режима бокового нагнетания озволяют эффективно и качественно изолировать поглощения нтенсивностью от нескольких до сотен кубических метров в час, т. е. о 75-85% встречаемых в промысловой практике поглощающих ластов [23]. Достигается это в результате реализации четырех 1еханизмов снижения проницаемости каналов поглощающих пород -оагуляционного структурообразования тиксотропных смесей, нормирования кристаллизационной структуры вяжущих растворов на юнове портланд-цементов, физико-химического регулирования наивности процессов структурообразования и твердения цементныхстворов. На все эти процессы решающее влияние оказывает твертый механизм - обезвоживания тампонажной смеси. Под его иянием подвергаются значительной интенсификации во времени оцессы коагуляции и кристаллизации, что приводит к сокращению сериальных средств и финансовых затрат при росте качественных !казателей изоляционных работ [5].

Гидравлический процесс тампонирования призабойной зоны >глощающих пород в режиме бокового нагнетания отличает ряд юбенностей. С начала и до окончания изоляционной операции [мпонажные растворы при продавливании из ствола скважины в ггервал поглощающих пород фильтруются одновременно по всей (лщине от кровли до подошвы. При этом на радиусе внедрения 1Мпонажных смесей независимо от размеров и расположения >ещин (вертикальные, наклонные, горизонтальные) общий поток эиближается к плоско-радиальному течению. В начальной стадии агнетания, когда время взаимодействия ВПЖ с поверхностью »налов фильтрации еще мало, а избыточное давление на радиусе недрения не привело к заметному обезвоживанию тампонажного аствора, скорость его проникновения достигает наибольших величин, ысокие скорости течения суспензий приводят к "поршневому" эггеснению и замещению пластового флюида тампонажным аствором. По мере повышения времени контактирования ВПЖ с эверхностью проницаемых каналов при движении на радиусе агнетания под воздействием избыточного давления и скорости >ильтрации происходит интенсификация процесса обезвоживания ементного раствора. Этот необратимо протекающий процесс ведет к осту вязкопластичных свойств твердеющих смесей (пластической язкости, предельного напряжения сдвига), их плотности и окращению сроков начала схватывания и твердения. Следствием1Х изменений является рост гидравлических сопротивлений на циусе внедрения тампонажных смесей, что, в свою очередь, тенсифицирует процессы кольматации и закупорки каналов тьтрации, а в итоге эффективно снижает начальную приемистость тервала поглощающих пород как на стадии тампонирования, так и в риод ожидания твердения цементного раствора (ОЗЦ).

В условиях высокой анизотропности проницаемых пород тервала поглощения тампонирование каналов различной скрытости и протяженности происходит неравномерно с различной эростью обезвоживания и структурообразования, что обусловливает стационарность гидравлического процесса. Другим фактором стационарности гидромеханического процесса изоляции »тощающих пластов является неравномерное снижение начальной »иемистости (проницаемости) каналов различной раскрытости.

Более интенсивной обработке на протяжении всей операции 'дут подвергаться каналы большей раскрытости и протяженности, )'ъемный расход и скорость фильтрации тампонажных смесей в торых будут наибольшими. Здесь будет более полно замещен 1астовый флюид тампонажным раствором, максимальное время »нтактирования его с поверхностью каналов течения и радиус юдрения. Каналы меньших размеров в этот же период времени щут тампонироваться с меньшей интенсивностью. И так будет юдолжаться до снижения начальной проницаемости больших жалов и повышения гидравлических сопротивлений на радиусе недрения раствора. Рост избыточного давления нагнетания шпонажного раствора активизирует процесс изоляции средних и алых каналов проникновением его на большую глубину.

По мере увеличения времени контактирования цементного аствора с поверхностью проницаемых каналов под действиемрепада давления интенсифицируется процесс обезвоживания спензии и разделения на твердую и жидкую фазы, гфильтровывание жидкой фазы (воды затворения) из цементного 1Створа происходит в пересекающие раскрытую трещину, каверны, элкие каналы, куда твердая фаза не проникает. Это повышает >нцентрацию твердой фазы цементного раствора и реологические ¡рактеристики, что способствует эффективной изоляции )глощающего канала. На этой стадии изоляционной операции юисходит интенсивное снижение проницаемости поглощающих 1астов за счёт активной кольматации и закупорки каналов (рис. 4.19). тому процессу предшествует уменьшение сечения каналов дгезионными слоями высокоструктурированных тампонажных /спензий. Процесс этот отмечается ростом давления нагнетания, эличина которого до окончания операции регулируется подачей acoca в технологически требуемых пределах [23, 26, 41]. Более эдробно особенности гидромеханических процессов тампонирования эглощающих пластов в режиме бокового нагнетания иллюстрируются а примере карт давления по скважинам 5882 и 5656 Арланского ефтяного месторождения (рис. 4.20 и 4.21).

Анализ зависимостей показателя темпа снижения динамической риемистости изолируемого интервала поглощающих пород на ис.4.20 и 4.21 показывает, что процесс нагнетания ВПЖ четко азделяется на три взаимосвязанных периода. Первый период ехнологического процесса отличается самым высоким темпом нижения динамической приемистости (от 4,6 до 8,1). Рост идравлических сопротивлений в прискважинной зоне поглощающих ород связан с замещением на радиусе нагнетания пластовой (идкости тампонажной смесью с высокими реологическими юказателями - пластической вязкостью и предельным напряжениемдвига. Для второго периода времени нагнетания ВПЖ характерно амедление темпа снижения динамической приемистости до 1.3-1.4. 1а этой стадии тампонажного процесса происходит физико-имическое взаимодействие ВПЖ с поверхностью пород-коллекторов. Сопровождается этот процесс обезвоживанием цементных растворов началом формирования на поверхности фильтрационных каналов дгезионных слоев. Интенсификация этих процессов приводит во ремя третьего периода нагнетания тампонажного раствора к резкому осту (от 2,5 до 3,6) темпа снижения динамической приемистости. 1ричинами этого являются значительное повышение пластической язкости, предельного напряжения сдвига нагнетаемого цементного аствора и его плотности, перекрытие каналов проницаемых пород дгезионными слоями вследствие углубления процессов одоотделения, физико-химического взаимодействия и адгезионных ффектов.

Графики изменения давления во времени на бланке глубинных 1анометров при изоляции поглощающих пластов показывают, что табильный рост гидравлических сопротивлений на радиусе агнетания ВПЖ на всех этапах изоляционной операции обеспечивает адежный контроль и оперативное регулирование технологического роцесса. Это важное преимущество технологии обусловливает ысокое качество изоляционных работ при борьбе с поглощениями нтенсивностью до 250-300 м3/ч.а: 5s s to Xф 4c 4о 4 >о к sQ) 3 О.cC d) Xm £ 2 sro D.

1210"XQ8ш s X Q) СШ Сro b ccQ) О X's ло 4 ю го со'10 20 30Время нагнетания Т, минРис. 4. 19.

Зависимости параметров нагнетания RH и Рн от времени при QH - const [10].о Т** 30.сс О 20.X о SE 10.

Карта давлений и гидромеханическая характеристика процесса тампонированияпоглощающих пластов 1 - нагнетание глинистой пасты; 2-4 - нагнетание цементного раствора.оРежим донного нагнетания тампонажных смесей при борьбе с глощениями возникает в тех случаях, когда расчетный расход гнетания тампонажного раствора не обеспечивает перепад вления в кровле пласта равный и более 3 МПа. Характерные черты кого режима представлены на рис. 4.18-а. Это - наличие в овельной части поглощающих пород поверхности, разделяющей юыщенную и свободную от тампонажного раствора зону с областью 13кого давления. Возникновение этой зоны связано с разрывом лошности потока жидкости в скважине и гравитационным жжением ВПЖ из ствола в прискважинную область поглощающих >род. Поток раствора в этих условиях образует по толщине юницаемых пород конус с основанием у подошвы интервала »глощения. На этой стадии изоляционной операции тампонируются юницаемые породы в подошвенной области поглощающего пласта, е избыточное давление, объемный расход.и соответствующий им щиус внедрения тампонажных растворов наибольшие. В кровельной юти пласта из-за области низкого давления, по величине близкого 1И меньше пластового, в течение этого времени тампонирования юницаемых пород не происходит. Более того, из-за ^стационарности движения жидкости в системе "скважина-пласт", авление в области, свободной от ВПЖ, многократно меняется, -ановясь кратковременно выше и ниже пластового. Эти импульсы эиводят к поступлению пластового флюида из кровли пласта в ствол сважины и смешиванию его с тампонажными растворами, грицательно влияющего на эффективность технологического эоцесса.

По мере снижения проницаемости нижних участков во времени авление в интервале поглощающих пород будет повышаться. Это >иводит к подъему уровня ВПЖ и тампонированию ншерасположенных каналов фильтрации раствора до тех пор, пока ювень тампонажного раствора поднимется выше кровли интервала )глощения. С этого момента тампонирование поглощения будет эоисходить в режиме бокового нагнетания. Если же тампонажный аствор не достигает кровли поглощающих пород в течении юляционной операции, результат, как правило, будет грицательным. Иллюстрацией такого случая является карта авления по скв. 2414 Арланского месторождения на рис. 4.22. агнетание 20 м3 цементного раствора в интервал поглощающих эрод происходило при давлении, близком и меньшем пластового 'часток 11-12). Фактом, подтверждающим не полную, а частичнуюаоляцию поглощения, является характер гидравлического поведения важины в период ОЗЦ (участок 12-13). В течение 1 часа и 20 мин. с чала ОЗЦ в скважине отмечается периодическое смещение столба |Дкости, которое приводит в интервале проницаемых пород к мещению цементного раствора промывочной жидкостью. Связано о с возникновением перетока в интервале поглощения, [збавлением цементного раствора и последующем выдавливанием о из прискважинной зоны вглубь поглощающего пласта, где он, уже сбавленный жидкостью, может полностью потерять способность ватываться и твердеть.

Изоляция поглощающих пластов с начала и до окончания 1ерации в режиме донного нагнетания недопустима. Это связано с 13Кой результативностью и качеством работ, а также высокой >роятностью дренажа прискважинной области и дополнительными этожнениями. Такой режим нагнетания возможно применять в нальной стадии изоляционной операции до продавливания в )искважинную область поглощающих пород твердеющих 1МПонажных смесей, т. е. при проектировании переходного режима эгнетания.

Карта давлений и гидромеханическая характеристика тампонированияпоглощающих пород 1-2 - нагнетание глинистой пасты; 3-4 - нагнетание цементного раствора.

Переходный режим нагнетания тампонажных смесей рактеризуется на первой стадии изоляционной операции основными казателями донного режима, а на втором, завершающем - бокового жима нагнетания. На рис.4.23 зафиксированы основные черты и казатели гидравлических характеристик такого режима нагнетания, з карте давлений по скв. 6047 выделяется четыре этапа изоляции тлощения. На первом этапе (участок. 1 на рис. 4.23) отмечается атковременное повышение давления в призабойно зоне при качивании в скважину цементного раствора в объеме 3 м3 (участок -2). Избыточное давление сохраняется до момента нарушения шамического равновесия в системе "скважина - поглощающий 1аст" действием гравитационных сил (из-за разности плотностей юмывочной жидкости и цементного раствора) и гидравлических тротивлений в колонне бурильных труб и прискважинной зоне юницаемых пород (участок 2). С этого момента происходит разрыв 1Лошности -нагнетаемой в скважину жидкости и ■часть -ее с 1мпонажной смесью под действием силы тяжести начинает зремещаться к поглощающему пласту с расходом в нижней части фильных труб большим, чем подача насоса. Снижение уровня л д кости в колонне бурильных труб сопровождается уменьшением авления на кровлю поглощающих пород до величин, близких и вньших пластового (участок 2). Это третий период технологического юцесса, когда из кровли проницаемых пород пластовая вода вступает в ствол скважины и разбавляет тампонажный раствор, етвертый период процесса тампонирования (участок 3-4) арактеризуется ростом давления в интервале изоляции. Это эгистрируется и на карте давлений и по показаниям манометров на эверхности. Режим нагнетания тампонажного раствора переходит из энного в боковой по всей толщине проницаемых пород. При этом :иливается влияние гидравлических факторов (расхода, давления воемени) на гидромеханический процесс кольматации и закупорки налов фильтрации.

Область эффективного применения переходного режима гнетания тампонажных смесей связана с поглощениями >вышенной до 300 м3/ч и более интенсивностью [5, 63].

Выводы1. Дана аналитическая оценка различия геолого-промысловых ловий бурения ствола до кровли продуктивной толщи и канчивания скважин. Показано, что в условиях роста природной и ¡хногенной аномальности разведки и разработки нефтегазовых [лежей, дальнейшее повышение качества и эффективности роительства скважин связано с развитием и совершенствованием этодов контроля и управления техническим состоянием юбсаженного ствола скважин и технологическими процессами фения, борьбы с осложнениями, первичного вскрытия продуктивной шщи и крепления скважин.

2. Выделены ключевые проблемы строительства скважин, от спешного решения которых зависит дальнейший рост качественных и сономических показателей буровых работ:• создание долговременного техническим надежного канала вязи углеводородной залежи с поверхностью;• сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пастов и гидроизоляция их от водо- и газонасыщенных пород;• повышение гидродинамического совершенства конструкций абоя скважин многопластовых залежей нефти и газа.

3. На основе широких обобщений, аналитических оценок и азработок предложен комплекс системных решений по контролю и правлению техническим состоянием ствола скважин и эхнологических процессов бурения, включающий: методы /щромеханических испытаний ствола воздействием репрессий ипрессий, повышения герметичности и прочности стенок ^ромониторной обработкой совмещенной с процессом бурения и эляции поглощающих пластов при различных схемах нагнетания мпонажных смесей.

Приведена промысловая оценка результатов испытания едложенного комплекса технологических решений, дтверждающая справедливость развиваемой научной концепции стемного подхода к проблемам строительства скважин и их высокую эфективность.

4. По результатам промысловых исследовавний установлены юбенности гидродинамического состояния и поведения скважины >и производстве в ней различных операций, а также превалирующее 1ияние на эти процессы активной гидравлической связи системы жважина п пластов».

5. Обобщены результаты теоретических и промысловых следовании по изоляции всего комплекса вскрываемых "бурением юницаемых пород (пределы изменения коэффициентов эоницаемости от 0,01. до 35000 мкм2) методами малых эоникновений (струйная технология) и нагнетания тампонажных иесей, разработаны их классификации по основным отличительным эизнакам (механизм снижения проницаемости пород-коллекторов, эраметры воздействия на приствольную и призабойную зоны гаажины, область эффективного применения).

6. Разработана и испытана классификация поглощений по атегориям сложности производства тампонажных работ и боснованы базовые методы по их изоляции с использованием эхнологических схем бокового, переходного и донного нагнетания ампонажных смесей в призабойную зону поглощающих пород.

5. МЕТОДЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН5.1. Постановка задачиУспешность и качество строительства скважин в сложных и зменяющихся геолого-технических условиях разведки и разработки эсторождений нефти и газа, а также финансовые и материальные атраты, во многом зависят от обоснованного выбора конструкции сважины [20, 21, 22, 47, 48, 49] Поэтому облегчение и упрощение жструкций скважин является одним из основных технических аправлений повышения технико-экономических, качественных и юлогических показателей буровых работ. Однако успешность азвития этого научно-технического направления во многом пределяются технологией бурения скважин. Первостепенная роль десь принадлежит гидромеханическим и физико-химическим эоцессам, связанным с поддержанием ствола в технически надежном эстоянии, т.е. обеспечивающим технологически необходимые грметичность, прочность и устойчивость стенок скважины в процессе урения и заканчивания [1, 5,14, 16, 63].

В свою очередь, эти геолого-технические показатели ствола кважины определяются фильтрационными, механическими и физико-имическими свойствами горных пород, слагающих разрез скважины и родуктивной толщи.

На эффективное решение проблемы совершенствования энструкций скважин превалирующее влияние оказывают интервалы с номальными характеристиками пластовых давлений и давлений /щроразрыва горных пород. При современной технологии бурения, эгда углубление забоя скважины происходит в условиях активного /щродинамического взаимодействия промывочной жидкости с ризабойной зоной ранее вскрытых проницаемых пластов ииствольной зоной неустойчивых, склонных к гидроразрыву горных род, возможности по совершенствованию конструкций скважин сьма ограничены [1]. Обусловлено это, в первую очередь, ¡контролируемым изменением дифференциальных давлений в важине и нестационарными процессами гидродинамического аимодействия системы "скважина п пластов" на различных этапах роительства скважин.

Вместе с тем, результаты теоретических, экспериментальных и юмысловых исследований последних лет в области строительства ¡фтяных и газовых скважин показывают, что одним из перспективных травлений совершенствования конструкций скважин является »зработка технологий эффективной и долговременной изоляции юницаемых пластов с различными фильтрационными свойствами от вола скважины и защиты неустойчивых горных пород от физико-шического взаимодействия с промывочными жидкостями [1, 5]. астоящая глава диссертации посвящена разработкам методики и миологии совершенствования конструкций скважин в различных по южности геолого-технических условиях их строительства.

5. 2. Основные факторы, сдерживающие развитие работ по совершенствованию конструкций скважинОбоснованный выбор конструкции скважин при проектировании >рного сооружения направлен на создание оптимальных условий /рения, заканчивания и долговременной эксплуатации скважин при эстижении высоких показателей эффективности, качества и эзопасности работ, как при строительстве скважин, так и в процессе азработки нефтегазовых месторождений. Ключевыми геолого-эомысловыми факторами, от которых зависит выбор конструкции <важин, являются несовместимые геолого-технические условия[збуривания различных интервалов горных пород до кровли юдуктивных отложений и продуктивной толщи с учетом прогнозирования менения природного гидродинамического состояния залежи на 1зличных стадиях разработки нефтегазовых месторождений, эеодоление этой сложной и до настоящего времени не. решенной юблемы природного происхождения на месторождениях с аномальными олого-физическими условиями и техногенного характера на длительно *зрабатываемых залежах, связано со сложившейся практикой в энной области [1, 10, 21, 27, 67, 71, 76]. Рассмотрим этот вопрос более щробно.

1. Проектирование конструкций скважин проводится без учета ззможностей производства контролировать и регулировать »<ническое состояние необсаженного ствола в процессе бурения и жанчивания инженерного сооружения. И если в разведочных скважин жое положение оправдано, то для эксплуатационных скважин по ере накопления промыслового опыта по предупреждению и борьбе с :ложнениями необходима корректировка конструкций скважин с учетом гих обстоятельств.

Реализация таких мероприятий наиболее эффективна при эвышении герметичности и прочности ствола в интервалах крепления 1убоких скважин промежуточными техническими колонами, которые эзволяют исключить их из конструкции скважины. Однако широкому недрению этого мероприятия в производство препятствует общий лзкий уровень эффективности работ при борьбе с поглощениями и тюидопроявлениями [5].

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Ипполитов, Вячеслав Васильевич

Основные выводы и рекомендации

1. Современное состояние научных и прикладных работ и разработок в области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин характеризуется бессистемным подходом к решению технологических проблем бурения и заканчивания скважин. Основное внимание исследователей направлено на борьбу с негативными последствиями в технологических процессах, а не устранениям их причины. Такое положение не только приводит к снижению качественных, экономических и экологических показателей буровых работ во все осложняющихся с глубиной и длительностью разработки месторождений геолого-промысловых условий, но и лишает возможности дальнейшего развития буровых технологий и подъема их на более высокий уровень организации и управления работ.

2. Рассмотрены современные философские представления о развитии сложных материальных систем и методические основы системного подхода к исследованию таких объектов применительно к технологии строительства скважин. Построена иерархическая схема системы «скважина - углеводородная залежь», проанализированны ее свойства, прямые и обратные связи элементов основных частей.

3. По результатам аналитических обобщений и специальных исследований установлено, что причиной большинства осложнений, нарушающих технологию и снижающих показатели строиительства и эксплуатации скважин, является гидравлическая связь вскрываемых бурением флюидонасыщенных пластов и скважины, которая обусловлена низкими показателями процесса восстановления природной гидроизоляции проницаемых и неустойчивых горных пород от ствола после их вскрытия широко применямемым репрессионным способом бурения.

4. В соответствии с принципами системеного подхода и теорией развития сложных материальных систем, обосновано современное приоритетное научно-техническое направление развития технологии строительства и эксплуатации скважин на основе совершенствования методов контроля и управления техническим состоянием системы «скважина п пластов» в процессе бурения, поведение которой подчиняется законам трубной гидравлики и подземной гидродинамики и преобразованием ее в горно-техническую систему, технологические процессы в которой подчиняются на этапе строительства в основном законам трубной гидравлики.

5. По результатам аналитических исследований и обобщений установлено, что эффективная эксплуатация каждой скважины и разработки углеводородных залежей в целом определяется успешностью буровых работ при решении трех основных промысловых задач, реализуемых на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи, — сохранение природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов, создание долговременной герметичной крепи и конструкции гидродинамически совершенного забоя, соответствующей геолого-промысловым условиям эксплуатации скважин.

6. Для повышения уровня управления и организации буровых работ, достижения эффектов нелинейного роста качественных, экономических и экологических показателей бурения и заканчивания скважин разработан базовый комплекс системных технологических решений, включающий:

6.1. Методы контроля технического состояния и гидродинамического поведения скважины гидромеханическими испытаниями ствола на герметичность и прочность в режимах репрессий и депрессий и экспресс-оценкой гидродинамических нестационарных процессов при производстве основных операций (бурение, проработка, СПО).

6.2. Методы регулирования технического и гидродинамического состояния скважины применением технологий гидроизоляции ствола от комплекса вскрываемых бурением горных пород, фильтрационные характеристики которых изменяются-по коэффициенту проницаемости от 0,01 до 36000 мкм2 и более, раскрытость трещин - от 0,0002 до 0,0003 м и более, а прочность на сжатие - от 13 МПа и более.

6.3. Технологию упрощения и облегчения конструкций глубоких скважин продлением интервалов совместимого бурения в аномальных геолого-промысловых условиях (Пат. РФ № 2129201).

6.4. Технологию первичного вскрытия продуктивной толщи при различных забойных дифференциальных давлениях (при депрессиях до 5,0 МПа и репрессиях до 15 МПа), не приводящих к ухудшению коллекторских свойств продуктивных пластов и осложнениям технологии бурения (А. с. № 1276799, 1454950).

6.5. Технологию комбинированного разобщения пластов при креплении скважин гидроизоляцией приствольной зоны проницаемых пород перед цементированием обсадной колонны (А. с. № 1388539, 2111341).

6.6. Технологию формирования гидродинамически совершенной конструкции забоя скважины (открытой, частично перекрытой) у четом геолого-промысловых условий эксплуатации скважин ( Патент РФ № 2132934, 2147676).

6.7. Технологию цементирования глубоких скважин облегченными и сверхлегкими тампонажными растворами (Патенты РФ №2151271, 2141026).

7. По результатам внедрения базового комплекса системных технологий на месторождениях, разбуриваемых ООО «Бургаз» АО

Газпром» (Уренгойское, Астраханские, Оренбургские) экономический эффект за 1990—2001 гг. в текущих ценах составил 159,25 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Ипполитов, Вячеслав Васильевич, 2002 год

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

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

3. Крепление высокотемпературных скважин в коррозинно-активных средах / В.М.Кравцов, Ю.С.Кузнецов, М.Р.Мавлютов, Ф.А.Агзамов. М.: Недра, 1987. 190 с.

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

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

6. Основы научных исследований: Учебник для техн. вузов / В.И.Крутов, И.М.Грушко, В.В.Попов и др.; Под ред. В.И.Крутова, В.В.Попова. М.: Высш. шк., 1989. 400 с.

7. Флейшман Б.С. Основы системологии. М.: «Радио и связь». 1982. -386 с.

8. Р.Пэнтл. Методы системного анализа окружающей среды. Изд-во «Мир». М.: 1979. 307 с.

9. Бинкин Б.А., Черняк В.И. Эффективность управления: наука и практика. М.: Наука, 1982. - 144 с. (Серия: «Наука и технический прогресс»),

10. Ишкаев P.K. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. - Уфа: ТАУ, 1999. - 304 с.

11. Лапшин П.С., Репин С.С., Хамзин К.Г. Испытание разведочных скважин пластоиспытателями КИИ-ГрозУфНИИ. Уфа: Башкнигоиздат, 1964, с. 88.

12. Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах // Материалы Всесоюзного совещания, Уфа, март. М.: Недра, 1969, с. 262.

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

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

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

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

17. A.c. 819306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В.Н., Лукманов Р.Р., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в БИ. 1981. № 13.

18. A.c. 1720325 СССР. Способ заканчивания скважин / Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Байраков М.Н. и др. Опубл. в БИ. 1991. № 5.

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

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

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

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

23. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, 1978.-211 с.

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

25. Бурение нефтяных и газовых скважин в США / И.А.Серенко, Н.А.Сидоров, О.А.Сурикова и др. М., 1983. 104 с. (Обзор, информ. Сер. бурение/ВНИИОЭНГ; вып. 16).

26. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Недра, 1984. 191 с.

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

28. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. 272 с.

29. Гошовский C.B., Абдуладзе A.A., Клибанец В.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. М., 1983.-24 с.

30. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М., Недра, 1982, 152 с.

31. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х.Мирзаджанзаде, В.И.Мищевич, Н.И.Титков и др. М., Недра, 1975.

32. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. - 293 с.

33. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991. - 336 с.

34. Мамедов A.A. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М., «Недра», 1974, 200 с.

35. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях. Обзор, информ., Сер. «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 1981, с. 55.

36. Кирпиченко Б.И. Оценка качества разобщения пластов. Обзор, информ., Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1983, с. 26.

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

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

39. Зильберман В.И., Дегтев Н.И., Ульянов М.Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин II Нефтяное хозяйство. 1988. № 12. С. 16-20.

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

41. Гайворонский И.Н., Мордвинов A.A. Гидродинамическое совершенство скважин. М., 1983. 36 с. (Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 1).

42. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, 510 с.

43. Петров H.A., Кореняко A.B., Типикин С.И. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона. М., 1997. 68 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

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

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

46. Булатов А.И., Измайлов Л.Б. Лебедев O.A. Проектирование конструкций скважин. М.: Недра, 1979. 280 с.

47. Маккрей А.У., Коле Ф.У. Технология бурения нефтяных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 417 с.

48. Шадрин Л.Н. Проектирование строительства нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1987. 269 с.

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

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

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

52. Колесников H.A., Волонсевич С.А., Сафронов В.А. О влиянии отрицательного дифференциального давления на эффективность разрушения горных пород. Нефтяное хозяйство, 1983, № 6, с. 1214.

53. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Гераськин В.Г. и др. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - с. 54 (Обзор, информ. Сер. «Строительство скважин»).

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

55. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М., "Недра", 1979. 304 с.

56. Шарутин A.C., Есьман Б.И. Бурение скважин при проходке поглощающих горизонтов. М.: "Недра", 1964. 213 с.

57. Тян П.М. Предупреждение и ликивдация поглощений при геолого-разведочном бурении. М., Недра, 1980. 167 с.

58. Абдеев Р.Ф. Философия информационной цивилизации. М.: ВЛАДОС, 1994.- 336 с.

59. Колесников H.A., Рахимов А.К., Брыков A.A., Булатов А.И. Процессы разрушения горных пород и резервы повышения скоростей бурения. Ташкент: ФАН, 1989. 188 с.

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

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

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

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

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

65. Поляков В.Н., Колокольцев В.А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. 1972, №4. С. 42-44.

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

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

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

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

70. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности? (РД 08-200-98). М.: 1998. 160 с.

71. Cannon G.E. Changes in Hydrostatik Pressure due to Withdrawing Drill Pipe from Hole. API Drilling and Production Practice. 1934. P. 4247.

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

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

74. Об особенностях гидродинамического взаимодействия скважины с проницаемым пластом при спуске инструмента / В.Н.Поляков, В. А. Колокольцев, И.А.Глазырина, Р.А.Ахтямов // Тр. БашНИПИнефть. 1977. Вып. 50. С. 85-90.

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

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

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

78. Ормсби Дж. Расчет и контролирование давления глинистого раствора при бурении и заканчивании скважин / Пер. с англ. // Практика обработки глинистых растворов в США. М.: ГОСИНТИ, 1958. 201 с.

79. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения. Дисс. на соиск. уч. степ, д-ра техн. наук. Уфа, 1989. 374 с.

80. Ипполитов В.В. Разработка технологий и технических средств для гидродинамической кольматации пластов различной проницаемости. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Уфа, Оренбург, 1992. 190 с.

81. Сурикова O.A., Сидорова Т.К., Соколова И.Е. Применение способа струйной обработки ствола скважин при их бурении и заканчивании. (Научн.-техн. информ. сб.) - Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 9. С. 2326.

82. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов / М.Р.Мавлютов, С.Н.Горонович, В.Н.Поляков, М.Н.Байраков // Газовая промышленность. 1985. № 1. С. 30-31.

83. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных отложений на Карачаганакском ГКМ / К.М.Тагиров, Б.П.Ситков, С.Н.Горонович, В.И.Нифантов // Газовая промышленность. 1986. № 8. С. 13-14.

84. Демьяненко H.A., Бутов Ю.А., Селиванов А.И. Причины осложнений при вскрытии высокопроницаемых продуктивных пластов с направленной кольматацией околоствольной зоны // Нефтяное хозяйство. 1993. № 2. С. 48-50.

85. Демьяненко H.A., Бутов Ю.А., Селиванов А.И. Испытание технологии направленной кольматации при вскрытии бурением межсолевой залежи нефти на Дубровском месторождении // Геология нефти и газа. 1993. № 7. С. 31-33.

86. Абрамович Г.Н. Теория турбулентных струй. М.: Физматгиз, 1960.-715 с.

87. Лобанов Д.П., Смолдырев А.Е. Гидромеханизация геологоразведочных и горных работ: Учебн. пособие для вузов. 2-е изд. перераб. и доп. М., Недра, 1982, 342 с.

88. И.Г.Есьман, Б.И.Есьман, В.И.Есьман. Гидравлика и гидравлические машины. Баку. Азнефтеиздат, 1955. 478 с.

89. Оружев А.Р. Разработка технологии бурения с управляемой вихревой кольматацией слабосцементированных песчано-глинистых отложений. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1987.

90. Устройство для кольматации и очистки стенок скважины / Н.А.Шамов, М.Р.Мавлютов и др. A.c. 1536918 А1, 07.07.87 (кл. Е 21 В 37/02).

91. Шамов H.A. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1993.

92. Ганиев Р.Ф., Кононенко B.C. Колебания твердых тел. М., Наука, 1976, 432 с.

93. Санников Р.Х., Галиакберов В.Ф., Мавлютов М.Р. Прогнозирование потерь промывочной жидкости при бурении скважин. Тр. УНИ, Уфа, 1976, вып. 3, с. 142-145.

94. Титков Н.И., Г айворонский A.A. Изоляция поглощающих горизонтов при бурении скважин. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 185 с.

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

96. Ивачев Л.И. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М., Недра, 1982. 293 с.

97. Инструкция по исследованию и изоляции пластов, поглощающих промывочную жидкость, при бурении скважин на нефтяных месторождениях татарской АССР / Абдрахманов Г.С., Хабибуллин Р.Т., Мелинг К.В. и др. Бугульма, ОНТИ ТатНИПИнефть, 1978. - 78 с.

98. Мищевич В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. М., «Недра», 1974. -208 с.

99. Вахрамеев И.И. Теоретические основны тампонажа горных пород. М.: Недра, 1968. - 294 с.

100. Г айворонский A.A., Шайдеров Б.М. Классификация зон поглощений. Нефтяное хозяйство, 1956, № 7. -С. 13-15.

101. Титков Н.И., Винарский М.С., Кукин А.Н. К вопросу о классификации пластов поглощающих промывочную жидкость при бурении скважины. -Нефтяное хозяйство. 1968. -№9, -С. 24-26.

102. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев O.A. Проектирование конструкций скважин. -М.:Наука, 1979. -286 с.

103. Зеленин А.Н., Веселов Г.М., Конюшин Ю.Г. Закономерности разрушения горных пород струей воды при давлении до 2000 атм. -М.: Углетехиздат, 1958. -213 с.

104. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки /Е.В.Лозин, М.Г. Ованесов, Ю.М.Брагин и др. -М.; 1982. -28 с. Обзор информ. /Сер. Нефтепромысловое дело/ВНИИОЭНГ; Вып. 25(49).

105. Стрельцов Е.В. Казакевич Э.В., Пономаренко Д.И. Крепление горных выработок уголных шахт набрызгбетоном. -М.: Наука, 1987. -398 с.

106. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. -М.: Наука, 1987.398 с.

107. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и констукции забоя скважин. -Тюмень: Изд. «Вектор Бук», 1998. -212 с.

108. Грубов А.И., Анваров A.A., Хусаинов В.М. и др. Комплексное воздействие на призабойную нефтяных скважин.//В кн.: Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. -Уфа: -Тр. БашНИПИнефть, вып. 96, 1999н, -С.127.

109. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Орешкин Д.Е. и др. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы. -М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. -180 с.

110. Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Шатов A.A., Кузнецов Е.С. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. -Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 1997, -236 с.

111. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов //В кн. Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. -М.: Тр. »КФ ВНИИНефть», вып. 23. -1970 с.

112. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора /»Нефть и газ», 1961.- №10. -С. 31-34.

113. Шевченко В.И. Применение методов механики разрушения для оценки трещиностойкости и долговечности бетона. -Волгоград: ВолгИСИ, 1988.

114. Хигерович М.И., Николаев В.А. Улучшение технологических свойств дорожного цементного бетона методом битумирования// Реф. сб. науч.-техн. информ. Главмосстроя. -1972. -N93.

115. Хигерович М.И., Смирнова В.И. Влияние поверхностно-активных добавок на свойства цементного камня. -М.: Промстройиздат, 1954.

116. Цементно-меловые растворы для цементирования газовых скважин /А.И. Бережной и др. // Газовая промышленность. -1968. -№9. -С.62-67.

117. Ковязин Н.И., Ипполитов В.В., Уросов С.А. и др. Пути повышения эффективности работы электроразрядных скважинныхустройств//Нефть и газ. Изв. высших учебных заведений, 2000. -№4.-С. 12-21.

118. Ковязин Н.И., Исаев Ю.Н. Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн. -Новый Уренгой БП «Тюменбургаз»,1997.-6с.

119. Сводная таблица оценки экономической эффективности от внедрения мероприятийп/п Наименование мероприятия Экономический эффект, руб

120. Обработка стенок скважин гидродинамическими излучателями 101 903 116

121. Обработка цементного раствора электрогидроимпульсными устройствами в период ОЗЦ 21 291 587

122. Применение облегченного алюмосиликатными микросферами (АСПМ) тампонажного раствора при цементировании эксплуатационных колонн на отложения сеномана Заполярного месторождения 35 240 949

123. Применение облегченного тампонажного раствора, формирующего цементный камень пониженной теплопроводности при цементировании кондукторов скважин СевероУренгойского месторождения 811 4681. Всего 159 247 120

124. Открытое Акционерное Общество "Газпром" Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО Газпром"" (ДООО "БУРГАЗ")1. Согласовано"

125. Заместитель Генерального директора по экономике2002г.1. РАСЧЕТэкономической эффективности применения гидродинамического излучателя

126. Экономический эффект: за период внедрения101 903 116 руб 2000-2001 годы1. Москва 2002 г.1. Общие сведения

127. Экономический эффект обуславливается снижением времени вспомогательных работ затраченных на проработку ствола скважины и достижением дополнительной проходки1. Э = К * Ск Ъгде К количество дополнительного продукта, ед (метры проходки);

128. Ск себестоимость единицы продукции, руб (стоимость 1 м проходки) Ъ - затраты на внедрение, руб.

129. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, юмышленных образцов, полезной модели и рационализаторских предложений, вержденные Зам .Председателя Правления ОАО "Газпром" В.В.Ремизовым 20/06/99)

130. Суммарный экономический эффект: 101 903 116 руб

131. Филилалы ДООО "Бургаз" Объемы применения, количество скважин /метров, шт/м. Год

132. Филиал "Тюменбургаз" 47/3568м 2001

133. Филиал "Оренбургбургаз" 6/1128м 2001

134. Филилал "Кубаньбургаз" 7/2633м 2001

135. Филилал "Севербургаз" 2/143 2001

136. Филиал "Астраханьбургаз" 4/- 2000

137. Начальник Управления по бурению /У1. ДООО "Бургаз" С.А. Уросов1. ПОКАЗАТЕЛИ Базовый Новыйи/и вариант вариант1. Исходные данные

138. Цель бурения поиск и разведка залежей нефти игаза, эксплуатация нефти и газа

139. Способ бурения турбинно-роторный3 Проходка, 212 813 219416

140. Время проработки скважин, час 3 797 2 224

141. Календарное время, час 90 177 95 116

142. Сметная стоимость 1 м проходки, руб 24 3962. Расчетные показателя

143. Экономия времени, ст.час 1 573

144. Экономия времени, ст.мес 2,183 Расчет скорости бурения: - станко-мес.бурения 125,25 123,06- календарное время бурения, ст.ча 90 177 88 604- коммерческая скорость, м/ст.мес 1 699 1 783- превышение коммерческой скорости, м /ст.мес 83,8

145. Дополнительная проходка, м 3 629

146. Расчет экономического эффекта1. ПОКАЗАТЕЛИ Базовый Новыйп/п вариант вариант1. Исходные данные1 Цель бурения2 Способ бурения3 Проходка,

147. Время проработки скважин, час5 Календарное время, час

148. Сметная стоимость 1 м проходки, рубпоиск и разведка залежей нефти и газа, эксплуатация нефти и газа турбинно-роторный15 090 1 108 44 77623 068 622 41 570 22 1922. Расчетные показателя

149. Экономия времени, ст.час 486

150. Экономия времени, ст.мес 0,683 Расчет скорости бурения:- станко-мес.бурения 62,19 61,51- календарное время бурения, ст.ча 44 776 44 290- коммерческая скорость, м/ст.мес 243 375- превышение коммерческойскорости, м /ст.мес 132,4

151. Дополнительная проходка, м 270

152. Расчет экономического эффекта 1 Экономия, руб (стр.1.6*стр.2.4)

153. Расчет составил : Главный специалист УПЭПи5 984 9791. О.А.Огарков1. ПОКАЗАТЕЛИ Базовый Новыйп/п вариант вариант1. Исходные данные

154. Цель бурения поиск и разведка залежей нефти игаза, эксплуатация нефти и газа

155. Способ бурения турбинно-роторный3 Проходка, 53 906 35 906

156. Время проработки скважин, час 766 467

157. Календарное время, час 49 962 41 979

158. Сметная стоимость 1 м проходки, руб 11 3662. Расчетные показателя

159. Экономия времени, ст.час 299

160. Экономия времени, ст.мес 0,423 Расчет скорости бурения:- станко-мес.бурения 69,39 68,98- календарное время бурения, ст.ча 49 962 49 663- коммерческая скорость, м/ст.мес 777 521- превышение коммерческойскорости, м /ст.мес 256,3

161. Дополнительная проходка, м 256

162. Расчет экономического эффекта

163. Экономия, руб (стр.1.6*стр.2.4) 2 906 1)п

164. Расчет составил : Главный специалист УПЭП1. О.А.Огарков1. ПОКАЗАТЕЛИ Базовый Новыйп/п вариант вариант1. Исходные данные

165. Цель бурения поиск и разведка залежей нефти игаза, эксплуатация нефти и газа

166. Способ бурения турбинно-роторный3 Проходка, 17 137 19 328

167. Время проработки скважин, час 1 260 953

168. Календарное время, час 37 034 44 186

169. Сметная стоимость 1 м проходки, руб 11 8792. Расчетные показателя

170. Экономия времени, ст.час 307

171. Экономия времени, ст.мес 0,433 Расчет скорости бурения: - станко-мес.бурения 51,44 51,01- календарное время бурения, ст.ча 37 034 36 727- коммерческая скорость, м/ст.мес 333 379- превышение коммерческой скорости, м /ст.мес 45,7

172. Дополнительная проходка, м 134

173. Расчет экономического эффекта

174. Экономия, руб (стр. 1,6*стр.2.4) 1 595 2201. ПОКАЗАТЕЛИ Базовый Новыйп/п вариант вариант1. Исходные данные

175. Цель бурения поиск и разведка залежей нефти игаза, эксплуатация нефти и газа

176. Способ бурения турбинно-роторный3 Проходка, 7 531 6 989

177. Время проработки скважин, час 1 042 808

178. Календарное время, час 36 645 31 648

179. Сметная стоимость 1 м проходки, руб 55 9632. Расчетные показателя

180. Экономия времени, ст.час 234

181. Экономия времени, ст.мес 0,333 Расчет скорости бурения: - станко-мес.бурения 50,90 50,57- календарное время бурения, ст.ча 36 645 36411- коммерческая скорость, м/ст.мес 148 138- превышение коммерческой скорости, м /ст.мес 9,8

182. Дополнительная проходка, м 52

183. Расчет экономического эффекта

184. Экономия, руб (стр.1.6*стр.2.4) 2 891 91

185. Расчет составил : Главный специалист УПЭГЫИ^/ ¡/уу О.А.Огарков/ / / /

186. Открытое Акционерное Общество "Газпром" Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая компания ОАО Газпром"" (ДООО "БУРГАЗ")

187. Экономический эффект: 21 291 587 руб- за период внедрения 1996-2001 годы1. Москва 2002 г.эффективности применения технологии обработки цементного раствора электрогидроимпульсными устройствами в период ОЗЦ.1. Общие сведения

188. Экономический эффект от внедрения технологии рассчитывался следующим образом.

189. Основная доля экономического эффекта обеспечивается снижением финансовых затрат на капитальный ремонт опытных скважин в связи с повышением качества цементирования.

190. Небольшая доля экономического эффекта за счет снижения расхода хлористого кальция и, соответственно, затрат на его транспортировку на скважину при новой технологии.

191. Результаты расчета экономической эффективности применения технологии обработки цементного раствора электрогидроимпульсными устройствами в период ОЗЦ в филиале «Тюменбургаз»

192. Наименование показателя Единица измерения Величина расчетногопоказателя

193. Стоимость капремонта скважины руб 2 083 ООО

194. Затраты на обработку тампонажного руб 109 254раствора электрогидроимпульсным устройством

195. Коэффициент повышения качества б/м 1,43цементирования

196. Условная экономия затрат на одну руб 519307скважину 1. Объем внедрения, СКВ 41в т.ч. по годам : 1996 31997 31998 71999 82001 20

197. Суммарный экономический эффект руб 21 291 5871. Справкаоб объемах применения технологии обработки цементного раствора электрогидронмпульсными устройствами в период ОЗЦ в филиале "Тюменбургаз" ДООО "Бургаз"п/п № скв. Дата цементажа № скв. Дата цементажа

198. Скважины, обработанные в 1996 г. № п/п Скважины, обработанные в 2001 г.1 1031 3 16.01.011 8331 У 22.04.96 2 11542 У 27.01.012 330 Я 28.08.96 3 1164 3 04.02.013 333 Я 14.09.96 4 2082 3 04.02.015 11461 У 07.03.01

199. Скважины, обработанные в 1997 г. 6 2095 3 13.04.011 263 Ю 09.10.97 7 12143 24.04.012 251 Ю 04.11.97 8 11472 У 08.05.013 363 Я 05.11.97 9 2097 3 10.05.0110 1201 3 18.05.01

200. Скважины, обработанные в 2000 г. 20 2107 3 13.09.011 11452 У 20.04.00 2 11592 У 17.05.00 3 11582 У 18.06.00 4 11601 У 19.07.00 5 11611 У 01.09.00 6 1011 3 14.11.00 7 1161 3 20.11.00 8 11572 У 27.11.00

201. Я Ямсовейское месторождение; Ю - Юбилейное месторождение; У- Уренгойское месторождение; 3 - Заполярное месторождение

202. Начальник Управления по бурению ДООО "Бургаз" ' С.А. Уросов

203. Расчет экономического эффекта от применения обработки цементного раствора электрогидроимпульсным устройством в период ОЗЦ для одной сеноманской скважины

204. М»пп Показатели Базовая Новая технология1 2 3 41. Исходные данные1 Цель бурения.2 Способ бурения.3 Вид установки.4 Глубина скважины, м.5 Расход СаС12(М), тн.

205. Стоимость СаС12 (С1), руб/т.

206. Стоимость транспортировки СаС12 (С2), руб/т. км.

207. Средняя стоимость капремонта скважины (СЗ), руб.9

208. Коэффициент повышения качества цементирования скважины (Кпк).

209. Затраты на обработку тампонажного растовора лектрогидроимпульсным устройством (81), руб.

210. Среднее растояние до скважины (Б), км.эксплуатация р отор но -тур бинный БУ-32001488 1,4 4250 12,01 20830001105109254,5 1051. Расчетные показатели

211. Стоимость СаС12 (82=С1хМ), руб . 5950

212. Стоимость транспортировки СаС12 (83=С2хМхГ)), р 1765

213. Затраты на капремонт скважины (Б4=СЗ/Кпк), руб. 2083000

214. Итого: изменяющихся затрат 5=(51+52+53+54), руб 2090715

215. Условная экономия затрат (В5=5базовая-5новая техн.), руб.

216. Открытое Акционерное Общество "Газпром" Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая Компания ОАО "Газпром" (ДООО "Бургаз")

217. Наименование показателей Единица измерения Величина расчетного показателя

218. Изменение коммерческой скорости бурения м/ст.-мес. +112

219. Изменение календарного времени крепления скважины эксплуатационной колонной час. -42

220. Единовременные затраты на реализацию мероприятия тыс. руб.

221. Экономия эксплуатационных затрат по изменяющимся статьям на одну скважину, в том числе: по затратам зависящим от времени работ - по затратам зависящим от объема работ тыс. руб. 360,676 272,132 88,544

222. Объем внедрения в том числе по годам реализации проекта: 1998 -1999 -2000 -2001 СКВ. 140 10 12 45 73

223. Применение разработанных облегченных алюмосиликатными полыми микросферами (АСПМ) тампонажных растворов (плотностью 1350-1400кг/м3) позволяет осуществить цементирование эксплуатационных колонн сеноманских скважин в один прием до устья прямым способом.

224. Расчет выполнен на стадии промышленного использования в филиале "Тюменбургаз" ДООО "Бургаз" за период 1998-2001гг.

225. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ БАЗОВОГО ВАРИАНТА

226. Расчет выполнен на примере Заполярного месторождения. В качестве базового варианта приняты проектные технико-экономические показатели крепления скважин в соответствии с групповым рабочим проектом 1.3. ОБЪЕКТ И ОБЪЕМ ВНЕДРЕНИЯ

227. ФАКТОРЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ЭКОНОМИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ. МЕТОДИКА РАСЧЕТА

228. К единовременные затраты (капвложения) на реализацию мероприятия, тыс.руб.;

229. Ен нормативный коэффициент эффективности капвложений равный 0,1.

230. Поскольку эффективность мероприятия оценивается за весь период действия проекта, обоснование экономической эффективности рассматриваемого мероприятия производится на основе расчета величины чистой текущей стоимости (чистого дисконтированного дохода).

231. При расчете использованы рекомендации нормативных документов 2-4.

232. Исходные данные и результаты оценки экономической эффективности в расчете на одну скважину представлены в таблице 1. Расчет экономической эффективности мероприятия за период (четыре года) его реализации выполнен на 2001 г. и представлен в таблице 2.

233. Стоимость материалов и химреагентов, процентные ставки накладных и транспортных расходов, а также наценок снабжения по филиалу "Тюменбургаз" приняты в ценах 2001г.

234. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

235. Групповой рабочий проект №134 на строительство эксплуатационных и наблюдательных скважин на сеноманские отложения Заполярного газоконденсатного месторождения. Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

236. РД 390148052-547-87. Методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. Том 1,2. -М.: МНП, 1988.

237. РД 39-01/06-0001-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности. М.: МНП, 1989.

238. Временный регламент по формированию отраслевого плана внедрения новой техники и передовых технологий ОАО "Газпром" на 2001 год. М.: ОАО "Газпром", 2000. (Исх.№ 12-2-2/316 от 16.06.2000, Приказ ОАО "Газпром" № 41 от 05.04.2000г.)