WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

Мнацаканов Вадим Александрович

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ

СТРОИТЕЛЬСТВА ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

И МЕТОДЫ ИХ СИСТЕМНОГО РЕШЕНИЯ

Специальность 25.00.15 Технология

бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Москва
2010

Работа выполнена в технологическом отделе Управления по бурению ООО «Газпром бурение» и в лаборатории нелинейных волновых процессов в нефтегазовом комплексе Научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН

Научный консультант

– Поляков Владимир Николаевич,
доктор технических наук,
профессор

Официальные

оппоненты:

– Матвеев Юрий Геннадьевич,
доктор технических наук,
профессор

– Оганов Гарри Сергеевич,
доктор технических наук,
профессор

– Курумов Лорса Сурхоевич,
доктор технических наук

Ведущая организация

– ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт

       нефтяной промышленности»

Защита состоится "22" сентября 2010 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан "20" августа 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук  Аверьянов А. П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Проблемы совершенствования технологий повышения качества, эффективности буровых работ и экологической безопасности во многом определяют успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране и опережающий (в сравнении с добычей) прирост запасов углеводородного сырья. Это, в свою очередь, тесно связано с темпами ведения геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе.

Успешное решение этой важнейшей народнохозяйственной задачи тесно связано со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями строительства глубоких скважин, слабо развитой инфраструктурой, отдаленностью баз материально-технического обеспечения, а также с негативными тенденциями роста глубине бурения и снижения эффективности традиционных технологий буровых работ. Последнее обстоятельство связано с тем, что традиционный способ бурения скважин с регулированием репрессии в интервалах вскрытия флюидонасыщенных пластов отличает низкая технологическая эффективность и повышенная вероятность возникновения осложнений, связанных с поглощениями буровых растворов, газонефтеводопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами. Кроме того, технология бурения скважин при создании репрессий является серьезным препятствием для совершенствования технологических процессов и повышения качественных, технико-экономических и экологических показателей буровых работ. Поэтому дальнейшие перспективы развития технологий строительства скважин, а глубоких в особенности, связаны с разработками и совершенствованием методов оперативного контроля и регулирования процессов гидромеханического упрочнения ствола в интервалах вскрываемого бурением массива горных пород с различными геолого-физическими свойствами и термодинамическими параметрами.

Как показывают результаты исследований, расширение информационной базы промысловых данных, совершенствование организации и повышение эффективности управления технологическими процессами бурения и заканчивания скважин приводят к нелинейному росту качественных, технико-экономических и экологических показателей буровых работ, существенному сокращению финансовых расходов и сроков строительства скважин. Это ускоряет темпы поиска, разведки и разработки новых глубоко залегающих месторождений углеводородного сырья, остро необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны.

Цель работы. Повышение качества и эффективности строительства глубоких разведочных и эксплуатационных скважин разработкой и внедрением комплекса системных научно-технических решений и технологий по контролю технического состояния ствола и регулированию гидравлических процессов бурения и заканчивания скважин.

Основные задачи исследований и разработок.

1. Анализ термодинамических условий строительства глубоких скважин.

2. Аналитическая оценка технологических проблем строительства глубоких скважин и методов их решения.

3. Научно-технические обоснования системного развития технологий глубокого бурения скважин.

4. Совершенствование методических основ и комплексных технологических решений по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения глубоких скважин.

5. Оценка результатов промысловых испытаний и внедрения комплекса технологий гидромеханического упрочнения ствола при строительстве глубоких разведочных скважин.

Методы исследований. Для решения научно-прикладных задач в диссертации использованы методы аналитических обобщений информационной базы данных, классическая механика сплошных сред (раздел «гидромеханика»), научно-методические принципы системных подходов и технологических решений, методы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований разреза скважин и флюидонасыщенных пластов.

Научная новизна.

1. Впервые раскрыты структурно-поведенческие особенности системы «скважина – массив горных пород», определяющие ее состояние в процессе бурения и заканчивания скважин. Это анизотпропия свойств горных пород, термодинамические параметры гидродинамических систем и свойства насыщающих их пластовых флюидов, технико-технологические характеристики методов бурения скважин и нестационарные процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и комплекса горных пород.

2. Впервые проведены аналитические обобщения по взаимосвязи различных по своему происхождению гидравлических давлений в скважине (природные и гидродинамические) и промысловая оценка их превалирующего влияния на качественные и технико-экономические показатели технологии буровых работ. Негативные последствия от влияния этих основных промысловых факторов связаны с нарушениями стационарности технологических процессов бурения, первичного вскрытия продуктивной толщи и цементирования обсадных колонн, межпластовыми перетоками, заколонными флюидопроявлениями, выбросами и фонтанами.

3. Установлены гидравлические особенности турбулентного режима течения буровых растворов в скважине, характеризующегося виброволновыми колебаниями высокоамплитудных давлений (2–5 МПа) низкой частоты и их причины – действие в циркуляционной системе скважины 5–7 источников возбуждения виброволновых полей давления: буровой насос, колонна бурильных (обсадных) труб, собственные колебания столба бурового раствора, забойный двигатель, долото, скорости спуско-подъемных операций (СПО).

Наложение в единой гидравлической системе виброволновых полей с различными и спонтанно изменяющимися амплитудно-частотными характеристиками давлений приводит к непрогнозируемым гидромеханическим и физико-химическим воздействиям на массив вскрываемых бурением горных пород, существенно ограничивающим возможности оптимизации технологических процессов бурения, заканчивания скважин, цементирования обсадных колонн и создания математических (физических) моделей и расчетных формул, адекватных нестационарным гидравлическим условиям производства различных операций в скважинах.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты аналитической оценки современного состояния традиционных технологий строительства скважин и причины ограничивающей область их эффективного применения.

2. Научно-прикладные основы системного развития технологий бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин в различных горно-технических и природно-климатических условиях.

3. Методические подходы и системные решения по расширению информационной базы промысловых данных, совершенствованию организации технологических процессов бурения скважин в сложных изменяющихся геолого-технических условиях и способов их управления.

4. Комплекс технологий по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения скважин и результаты внедрения их в промысловую практику.

Практическая ценность.

1. Раскрыты природа нестационарного гидравлического состояния и поведения скважин (наличие в циркуляционной системе нескольких источников возбуждения виброволновых полей) и особенности внутрискважинных гидромеханических и физико-химических взаимодействий технологических жидкостей и массива горных пород, негативное влияние которых на процессы организации и управления технологическими операциями в скважине является превалирующим.

2. Модификация традиционных технологий бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин совмещением процессов формирования ствола в массиве горных пород и гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород направленной кольматацией проницаемых стенок гидромониторными струями буровых растворов. Такое совершенствование традиционных технологий приводит к нелинейному росту основных качественных и технико-экономических показателей буровых работ и переходу технологий на более высокий уровень развития.

3. Разработка технологии гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин, реализация которой создает оптимальные гидравлические условия для совершенствования ключевых технологических операций, связанных с разрушением горных пород, первичным вскрытием продуктивной толщи, цементированием обсадных колонн, предупреждением осложнений, а также выбросов и фонтанов.

4. Разработка усовершенствованных методов расчета технологических параметров процесса изоляции поглощающих и газонефтеводопроявляющих пластов за счет реализации механизмов снижения их проницаемости, адекватных геолого-физическим и фильтрационным характеристикам.

5. Разработаны и внедряются в производство 3 руководящих (РД) и 3 нормативных документов (НД).

Апробация результатов исследований.

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Состояние и перспективы отечественного нефтегазового машиностроения» (Москва, 1999 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Современные тенденции развития техники и технологии строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин» (Москва, 1999 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технико-технологические решения в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2001 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Технико-технологическое сопровождение строительства горизонтальных и многозабойных скважин и восстановления бездействующих скважин» (Москва. 2002 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые организационные, технологические и программные решения в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2004 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Актуальные проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2005 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технологии и техника строительства скважин на суше и на море» (Москва, 2007 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Новые технологии и техника строительства скважин на суше и на море» (Москва, 2008 г.); конференции Ассоциации буровых подрядчиков «Инновационные технологии в строительстве нефтяных и газовых скважин» (Москва, 2009 г.); заседаниях секции «Техника и технология бурения скважин» НТС ОАО «Газпром» (Тюмень, 2003 г., Кисловодск, 2004 г., Астрахань, 2007 г., Москва, 2009 г.); научно-техни­ческих семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюм. ГНГУ (Тюмень, 2004 г.), научно-технических семинарах отдела технологии бурения скважин ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2002–2003 гг.); VII Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2009 г.).

Личный вклад. В диссертационной работе и публикациях, написанных лично и в соавторстве, соискателю принадлежат результаты аналитических обобщений и научно-технических обоснований, постановка цели и задач исследований и разработок, научное руководство и участие в большинстве проведенных промысловых работ, аналитическая оценка их результатов и полученные научно-прикладные выводы и рекомендации.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность профессору В. Н. Полякову, под влиянием идей которого сформировалось научное направление современного развития технологий бурения скважин, профессору Ю. С. Куз­нецову, профессору В. П. Овчинникову, доктору технических наук В. В. Ипполитову, доктору технических наук А. П. Аверьянову, доктору технических наук А. А. Фролову, канд. техн. наук А. В. Бутько, кандидату технических наук В. С. Зарецкому, плодотворное сотрудничество с которыми способствовало развитию новых идей, положенных в основу научной работы, а также специалистам ООО «Бургаз», принимавшим активное участие в промысловых исследовательских и опытных работах.

Публикации. Основные положения диссертации освещены в 33 публикациях, в том числе 23 статьях, 12 из которых опубликованы в изданиях, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ, 7 патентов и 6 руководящих документов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, шесть разделов, основные выводы и рекомендации, список использованных библиографических источников из 99 наименований. Объем работы составляет 193 страницы машинописного текста и содержит 21 рисунков, 13 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы научно-иссле­довательских и прикладных работ, сформулированы цель и основные задачи исследований и технологических разработок, обозначены научная новизна и практическая значимость результатов диссертационной работы.

В первом разделе приведены материалы и результаты аналитических обобщений по оценке горно-геологических и термодинамических условий бурения скважин на различных глубинах.

Исследованию технологических проблем бурения и заканчивания скважин и решению ключевых задач по повышению качества и технико-экономических показателей буровых работ в последние двадцать лет посвящены работы ряда известных ученых и ведущих специалистов: А. П. Аверьянов, М. О. Ашра­фян , Э. В. Бабаян, В. Ю. Близнюков, А. И. Булатов, В. С. Вой­тенко, Г. Г. Габузов, Р. М. Гилязов, А. Н. Гноевых, Б. И. Есьман, В. В. Ипполитов, Р. К. Ишкаев, Ю. С. Кузнецов, Р. Р. Лукманов, М. Р. Мавлютов, Р. И. Медведский, А. Х. Мирзадтанзаде, В. Н. Поляков, А. Н. Попов, Н. Р. Рабинович, А. И. Спивак, К. М. Тагиров, С. А. Ширинзаде и др.

Результаты широких научно-технических обобщений и анализа современного состояния технологии буровых работ показывают, что уровень их развития остается невысоким и не в полной мере соответствует требованиям производства. При этом основными технологическими проблемами строительства скважин остаются: стабилизация процессов бурения и заканчивания скважин в нестационарных термодинамических условиях производства буровых работ, сохранение природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов продуктивной толщи, долговременная изоляция и разобщение вскрытого бурением массива горных пород от ствола скважины, низкие качественные и технико-экономические показатели строительства скважин.

В первом разделе работы приведены аналитические обобщения по оценке горно-геологических и термодинамических характеристик скважин различной глубины. Результаты проведенного анализа показали, что одной из особенностей гидравлического состояния и поведения скважин является действие в стволе одновременно различных по природе и характеру проявления давлений: геостатического, гидростатического, гидродинамического, гидромеханического, пластового. Объединенные одним каналом связи (ствол скважины), характер их проявления и степень влияния на технологические процессы в скважине зависят от их природы (геостатическое, пластовое) и технических факторов (параметры регулирования технологических операций). В связи с этим обстоятельством впервые обобщены и проанализированы эти структурные особенности горно-технической системы «скважина – массив горных пород» и дана оценка их совместного влияния на техническое состояние ствола и гидравлическое поведение скважины, как одного из основных промысловых факторов, дестабилизирующих технологические процессы и снижающих качество и технико-экономические показатели буровых работ.

Установлено, что сложность и неуправляемость внутрискважинных процессов термодинамического взаимодействия жидкостей в стволе обусловлена анизотропией свойств горных пород (физико-механические, структурные, химические, фильтрационные и т. д.), существенными различиями природных термодинамических параметров гидродинамических систем (давление, температура, свойства пластовых флюидов и т. д.) и нестационарностью гидравлических виброволновых процессов, возникающих при производстве в скважине различных технико-технологических операций (виброволновые, пульсирующие колебания давлений в циркуляционной системе скважины).

Из результатов аналитических обобщений следует, что основными факторами снижения качества и эффективности современных технологий являются: непредставительная информационная база промысловых данных, необходимая для аналитических обобщений и исследований, низкий уровень организации и управления технологическими процессами бурения и заканчивания скважин.

Второй раздел посвящен оценке эффективности традиционных технологий строительства скважин и анализу основных проблем – причины и факторов, вызывающих нарушения гидравлических условий бурения и заканчивания скважин.

Строительство нефтяных и газовых скважин отличает высокая степень сложности геолого-технических условий производства технологических операций, а также низкий уровень контроля технического состояния и гидравлического поведения скважин на различных этапах буровых работ.

Сложившиеся обстоятельства связаны с анизотропией фильтрационных и прочностных характеристик вскрываемого бурением массива горных пород, нестационарными процессами гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и приствольной зоны горных пород под действием знакопеременных и неконтролируемых гидродинамических давлений (репрессия, депрессия), непрогнозируемым нарушением исходных технологических параметров и реологических свойств буровых и тампонажных растворов в процессе бурения и крепления скважин. Влияние этих главных факторов негативно отражается на основных показателях качества и эффективности буровых работ, поскольку оказывают решающее влияние на технологические процессы оптимизации гидравлических режимов бурения, совершенствование геолого-технических условий первичного вскрытия продуктивной толщи, борьбы с осложнениями, цементирования обсадных колонн, освоения и эксплуатации скважин.

Так, турбулентный (виброволновой) режим циркуляции бурового раствора в процессе бурения нарушает фильтрационные и прочностные характеристики ствола скважины. Причем высокоамплитудная составляющая давления виброволнового режима течения жидкости (2–5 МПа) в этих условиях приводит к дренированию призабойной зоны проницаемых флюидонасыщенных пород и возникновению различного рода осложнений (поглощения, гидроразрывы, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки). Тогда как низкочастная составляющая давления виброволнового режима течения жидкости интенсифицирует физико-химические процессы разупрочнения горных пород, которые приводят к осыпям в стволе, каверно- и обвалообразованиям, сужению диаметра скважины, а в итоге – к прихватам бурового инструмента, обрывам и слому бурильных и обсадных труб.

Виброволновой режим циркуляции жидкости в скважине, кроме того, существенно снижает возможности создания оптимизационных гидравлических программ в бурении. Обусловлено такое положение нестационарностью гидравлических процессов производства технологических операций. Поэтому сложность реализации разрабатываемых гидравлических программ связана как с некорректным применением линейных математических моделей (десятичная система исчисления), так и ограниченными возможностями контроля и регулирования движения жидкости в турбулентном (виброволновом) режиме.

Еще более сложная промысловая задача – регулирование гидромеханических и физико-химических процессов взаимодействия горных пород (проницаемых и неустойчивых) и технологических жидкостей (буровые, тампонажные, специальные растворы). Результаты промысловых исследований показывают, что спонтанно формирующийся в приствольной зоне проницаемых пород кольматационный экран и фильтрационная корка на стенках скважины отличаются низкими изолирующими характеристиками. Так, при толщине закольматированной зоны 3–7 мм и фильтрационной корки 5–12 мм разрушение ее (гидропрорыв) происходит при действии репрессий 2–5 МПа, а депрессий – до 1,5 МПа.

В результате нестационарного (хаотичного) неупорядоченного гидравлического взаимодействия системы «скважина – массив горных пород» происходят нарушения технического состояния ствола (поглощения, гидроразрывы, флюидопроявления и т. д.) и технологических процессов бурения (углубление забоя, циркуляции жидкости, цементирования обсадных колонн, спуско-подъемных операций, исходных свойств буровых и тампонажных растворов). На этапе заканчивания скважин высокоамплитудные виброволновые импульсы давлений интенсифицируют процессы гидромеханической закупорки приствольной зоны продуктивных пластов при первичном вскрытии.

Как следует из краткой аналитической оценки современного состояния технологии строительства скважин, ключевая проблема повышения качества и эффективности буровых работ связана с 4-мя факторами: анизотпропией прочностных и фильтрационных характеристик массива горных пород, нестационарностью технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, непрогнозируемой изменчивостью режимов циркуляции жидкости, исходных технологических параметров и реологических свойств буровых и тампонажных растворов. Под влиянием именно этих факторов происходят нарушения технологических процессов бурения и заканчивания скважин, снижающих качественные и технико-экономические показатели буровых работ.

К одному из главных факторов, негативно отражающемуся на эффективности буровых работ, как ранее отмечалось, относятся низкие изолирующие характеристики спонтанно формирующихся в приствольной зоне кольматационных экранов и фильтрационных корок на стенках скважины. В результате не удается исключить из технологии буровых работ причину их нарушения при прохождении интервалов газонефтеводонасыщенных пластов – гидравлическую связь горных пород и технологических жидкостей в стволе скважины.

Приводимые аргументы позволяют считать, что одним из перспективных научно-технических направлений совершенствования современной технологии буровых работ являются разработки, направленные на устранение этой причины – основного противоречия в области технологии строительства скважин.

Значение теории в развитии различных областей науки и техники сложно переоценить и нефтегазодобывающая отрасль в этом смысле не является исключением. В последние десятилетия из-за интенсивного развития нефтегазодобывающей промышленности все большее внимание ученых и практиков уделяется исследованиям гидродинамических процессов, связанных с технологией строительства, эксплуатации скважин и разработкой нефтегазовых месторождений.

Изучение процессов движения жидкости и газа в скважине и проницаемых средах, устойчивости, деформирования и разрушения горных пород основывается на законах гидродинамики, теории фильтрации, упругости, механике разрушения и относится к разделу «гидромеханика» общей теории механики сплошной среды.

Прикладной основой буровой подземной гидравлики является изучение режимов движения жидкостей и газа в элементах циркуляционной системы скважины, фильтрации в проницаемых средах, а также нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия сложной термодинамической системы «скважина – массив горных пород» при производстве в ней различных технологических операций.

Вместе с тем, аналитический обзор работ в области теории турбулентного движения жидкости в скважинах выявил ряд серьезных обстоятельств, тормозящих ее дальнейшее развитие.

Это, в первую очередь, существенное расхождение абстрактных представлений ученых и исследователей о природе и законах турбулентных течений жидкости и газов от реально существующих. Создаваемые на этой основе математические и физические модели настолько далеки от их природных аналогов, что не поддаются самой приближенной сравнительной оценке (особенно в скважинах!). Как заметил в этой связи известный американский гидродинамик Гольдстайн, что «…в XIX и XX вв. гидродинамика настолько математизировалась, что за формулами не было видно, что там есть вода и эта вода мокрая».

Именно поэтому в гидравлике нестационарных буровых процессов до настоящего времени отсутствуют математические и физические (экспериментальные) модели для исследования этих процессов и совершенствования расчетных методов, адекватно отражающих гидравлические условия бурения и заканчивания скважин. Длительные попытки корректного решения практических задач буровой гидравлики разработкой различных теоретических моделей (детерминированная, стохастическая, адаптационно-обучающаяся и т. д.) также не привели к удовлетворительным результатам. Связано это, в первую очередь, с характеристикой скважины, отличающейся высокой степенью неопределенности – множеством вариантов термодинамического состояния при неизвестных вероятностях поведения.

Процесс турбулентного режима движения жидкости в скважине не поддается теоретическому анализу из-за отсутствия достоверной информационной базы натурных исследований. Поэтому определение потерь напора на трение, профиля скоростей течения жидкости в скважине и проницаемых породах производится полуэмпирическими и эмпирическими формулами (Дарси-Вейсбах, Бурхардт, Козодой, Пирвердян, Дюпюи-Дарси и т. д.). Причем результаты расчетов соответствующих показателей по этим расчетным формулам отличаются от измеренных в скважинах в 2–300 раз.

Из краткого анализа современного состояния теории в области буровой подземной гидравлики следует очевидный вывод: попытки создания математических и физических моделей, адекватно описывающих нестационарные гидравлические процессы в скважине при турбулентных режимах течения технологических жидкостей и в призабойной зоне флюидонасыщенных пластов следует признать безнадежными.

В теории и практике строительства скважин в течение уже длительного периода времени у специалистов сложился устойчивый стереотип в понимании того, что представляет собой скважина на различных этапах ее строительства, в чем причины осложнений, нарушающих технологию буровых работ, а также перспективных направлениях совершенствования технологических процессов бурения и заканчивания скважин.

При этом часто специалистами недооценивается превалирующее влияние нестационарных процессов взаимодействия скважины и вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов на ее техническое состояние и гидродинамическое поведение. Отмечается недостаточно четкое понимание таких фундаментальных философских категорий, как причина и следствие и той роли, которую они играют в развитии материальных систем.

Эти и другие подобные представления современной идеологии, бытующие в области строительства нефтяных и газовых скважин, негативно отражаются на процессах эволюционного развития технологии буровых работ, которые, как свидетельствует опыт, характеризуются бессистемностью.

Наиболее часто встречаемые в промысловой практике осложнения связаны с геолого-физическими условиями бурения и нестационарными процессами гидродинамического взаимодействия приствольной зоны комплекса горных пород с буровыми технологическими жидкостями (промывочные, тампонажные, специальные).

Поглощение промывочных и тампонажных растворов происходит при пересечении стволом трещиноватых горных пород (терригенных и карбонатных). Это осложнение сопровождается изменением гидродинамического состояния и поведения скважины вследствие снижения статического уровня жидкости (в большинстве случаев) с возможным возникновением межпластовых перетоков и газонефтеводопроявлений, которые нарушают технологию бурения, приводя к временной (до ликвидации осложнения) остановке работ.

Гидроразрыв горных пород с вскрытием интервалов, сложенных горными породами с низкими прочностными свойствами, нарушение сплошности которых происходит под воздействием избыточных давлений в скважине. Поскольку этот процесс сопровождается, как правило, поглощением жидкости, в скважине происходят те же характерные для этого вида осложнения, нарушающие технологию буровых работ.

Газонефтеводопроявления возникают в скважине при снижении давления жидкости на кровлю флюидонасыщенного пласта до или менее пластового под воздействием различных факторов (снижение уровня жидкости при поглощении, диффузии газа в буровой раствор, замещение бурового раствора в интервале межпластового перетока на пластовый флюид, проявление контракционного эффекта и температурного, гидродинамические давления при СПО).

Негативными последствиями этих осложнений являются: ухудшение свойств промывочных и тампонажных растворов, дестабилизация технологического процесса бурения и гидродинамического состояния скважины, опасность возникновения выбросов и фонтанов. Подобные последствия наиболее характерны для газопроявлений, которые составляют порядка 70–75 % случаев от всех встречаемых на практике флюидопроявлений.

Геолого-технические условия строительства скважин определяются геолого-физическим строением и термодинамическим состоянием вскрываемых бурением геогидродинамических систем (природного и техногенного происхождения), а также нестационарными процессами гидромеханического и физико-химического взаимодействия горных пород приствольной (непроницаемых) и призабойной (проницаемые) зон с технологическими жидкостями на границе раздела фаз.

К геолого-физических факторам относятся: глубина скважин, механическая прочность, фильтрационные и физико-химические свойства горных пород, пластовое давление и температура, тип и свойства пластовых флюидов.

С ростом глубин бурения закономерно повышаются гидромеханические давления на забой и стенки скважины. Наиболее опасные напряжения при этом возникают в интервалах проницаемых пород под влиянием неконтролируемо изменяющихся давлений в скважине (репрессий и депрессий). Наиболее частым видом осложнений в подобных промысловых условиях становится гидроразрыв горных пород (нарушение гидромеханической прочности и герметичности ствола), сопровождающийся формированием техногенной сети дренажных каналов (магистральных трещин фильтрации жидкости). Характерными осложнениями в этих условиях являются: катастрофические поглощения промывочных жидкостей и тампонажных растворов при бурении и креплении скважин, интенсивные межпластовые перетоки и заколонные флюидопроявления, выбросы, газонефтеводопроявления и фонтаны.

Аномально низкие (АНПД) и высокие (АВПД) пластовые давления и температура как природного, так и техногенного происхождения – основные факторы, нарушающие геолого-техническую совместимость технологических условий бурения и заканчивания скважин одноразмерной конструкцией (одним диаметром долота без использования дополнительных обсадных колонн). Эти геолого-физические факторы являются ключевыми для проектирования конструкции горно-технического сооружения, обоснования свойств и параметров промывочных жидкостей и тампонажных растворов, режимов бурения, СПО, цементирования обсадных колонн, определяющих как геолого-технические условия строительства скважин, эффективность применяемых технологий и технических решений, качество буровых работ, так и финансовые затраты.

Основными технологическими проблемами в этих условиях являются сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и их гидроизоляция от посторонних, не вовлекаемых в разработку флюидонасыщенных пластов. Успешное решение этой проблемы в аномальных геолого-промысловых условиях осложняется ростом гидромеханических нагрузок (репрессия) на интервал продуктивных пластов и градиентов давления между флюидонасыщенными пластами (газ, нефть, вода), достигающих 1,7–5,0 МПа/м и более.

Свойства пластовых флюидов и температура оказывают существенное влияние на гидродинамические условия первичного вскрытия продуктивной толщи и технологию бурения активным воздействием на свойства промывочных жидкостей (плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, содержание газа) и неконтролируемым изменением гидростатического и гидродинамического давления в скважине. Негативными последствиями нестационарных процессов термодинамического взаимодействия являются ранее перечисленные осложнения, а также разупрочнение стенок скважины (кавернообразование, обрушение горных пород, набухание глин, уменьшающее номинальный диаметр скважины).

Основными техническими факторами, осложняющими гидродинамические условия строительства скважин, являются: способ бурения (репрессионный, с регулируемым дифференциальным давлением), привод долота (турбинный, роторный), свойства и параметры промывочных и тампонажных растворов, режимы бурения, СПО и цементирования обсадных колонн. Под влиянием этих факторов происходит непрогнозируемое изменение гидродинамических давлений в скважине, которые вызывают различного рода осложнения, нарушающие технологию буровых работ.

Нестационарные процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия горных пород и пластовых флюидов с технологическими жидкостями (промывочные, тампонажные и специальные растворы), которые, в конечном итоге, и определяют техническое состояние ствола (герметичность и прочность стенок) и гидродинамическое поведение скважины (гидравлическое равновесие, нарушение баланса гидростатического и пластового давлений, сопровождающееся поглощениями, флюидопроявлениями, меж- и внутрипластовыми перетоками, нарушением устойчивости стенок скважины).

Степень и характер влияния отмеченных промысловых факторов на технологию бурения и заканчивания скважин различны, но конечный результат один – снижение эффективности и качества буровых работ, рост капитальных затрат. Именно это обстоятельство и определяет актуальность исследований и разработок в этой области, а также их народнохозяйственную значимость.

Аналитическая оценка современного состояния технологии строительства скважин, передового опыта и научно-техничес­ких достижений по развитию буровых работ в нашей стране и за рубежом позволяет выделить ключевые проблемы, от успешного решения которых в ближайшие годы будут зависеть устойчивый рост качественных, технико-экономических и экологических показателей строительства скважин, а также темпы разведки и разработки месторождений углеводородного сырья.

1. Интенсификация процесса углубления скважины применением высокопроизводительных долот и оптимизации гидравлических условий разрушения горных пород.

В последние 5–7 лет отмечается резкий рост величины проходки буровыми долотами серии БИТ НПП ООО «Буринтех» для горных пород мягкой, средней твердости и твердых. Показатели по проходке долота истирающего типа с использованием алмазно-твердосплавных пластин (АТП) составляют от 800 до 17000 м при механической скорости от 10 до 17 м/ч. Вместе с тем, как показывают прогнозные технико-экономи­ческие расчеты, при сохранении достигнутых показателей буровых долот дальнейшее повышение их стойкости за счет конструктивных решений не приведет к существенным экономическим выгодам. Поэтому в мировой практике наметилась и развивается тенденция повышения скоростей бурения при достигнутом уровне стойкости долот за счет совершенствования технологических процессов, в частности, регулирования дифференциальных забойных давлений. Однако эффективная и масштабная реализация такого подхода ограничивается возможностями традиционной технологии бурения скважин, основанной на принципах поддержания в стволе различных видов равновесия в системе «скважина – n пластов» (регулирование свойств бурового раствора, режимов технологических процессов, установка металлических перекрывателей, обсадных труб и т. д.).

2. Предупреждение газонефтеводопроявлений и гидроразрыва горных пород, борьба с поглощениями и наиболее сложными случаями – поглощениями в условиях газонефтеводопроявлений.

Это наиболее сложная проблема в области строительства скважин на суше и континентальном шельфе. Ее характеризуют не только большие финансовые и материальные затраты при ликвидации выбросов, газовых и нефтяных фонтанов, но и высокая вероятность нанесения экологического ущерба, негативные последствия которого не прогнозируемы. Опыт глубокого бурения в нашей стране, США, Канаде и др. показывает, что большинство газонефтеводопроявлений и фонтанов происходит вследствие бесконтрольного снижения репрессий на кровлю флюидонасыщенного пласта, поглощения бурового раствора, гидроразрыва горных пород во время СПО.

3. Сохранение природной продуктивности нефтегазовых пластов и долговременная изоляция их от не вовлекаемых в разработку пластов продуктивной толщи. Эта проблема является ключевой и технологически сложной, как для строительства скважин, так и разработки нефтегазовых месторождений в целом. Поскольку скважина, как горно-техническое сооружение, предназначена не только для добычи углеводородов, интенсифицирующих обработок призабойных зон продуктивных пластов (ПЗП), но также и регулирования систем разработки нефтегазовых залежей в целом.

Формирование технически надежной долговременной крепи и гидравлически оптимальной конструкции забоя и фильтра скважин при заканчивании в различных геолого-технических условиях предопределяет повышение качества и эффективности производства всех последующих технологических операций по интенсификации добычи нефти и газа, а также экологической безопасности и охране недр.

В последние 20–30 лет с ростом сложности геолого-технических условий строительства и эксплуатации скважин (увеличение глубин бурения, объема наклонных и с горизонтальным забоем скважин, участившиеся случаи проявления природной и техногенной аномальности) закономерно развивается тенденция снижения технологических и конечных показателей качества и эффективности буровых работ. В тоже время, ни идеология репрессионного способа бурения, ни связанные с ней научно-технические подходы и решения по совершенствованию технологии бурения (теория, эксперимент, практика) так и не получили дальнейшего развития.

Неизменными остаются традиционная система взглядов и представлений на технологию буровых работ. Здесь основное внимание специалистов уделяется вещественно-энергетичес­ким показателям технологических процессов, а не структурно-поведенческим характеристикам горнотехнической системы «скважина массив горных пород».

Таким образом, в настоящее время сложились условия, пре­пятствующие дальнейшему развитию технологии буровых работ и переходу их на более высокий уровень информатизации, организации и управления. При этом возникла острая необходимость дальнейшего развития идеологических принципов в технологии строительства скважин, наиболее полно отвечающих современным требованиям не только безопасного ведения буровых работ, но и системного совершенствования технологических процессов, мероприятий по охране недр и ок­ружающей среды.

Третий раздел диссертации содержит научно-методичес­кие и прикладные обоснования по системному развитию технологии буровых работ.

В процессе бурения скважин техническое состояние необсаженного ствола и гидравлические условия непрерывно изменяются при последовательном вскрытии массива горных пород и нескольких гидродинамических систем с различными термодинамическими характеристиками. Действующие в этой системе факторы внешнего воздействия (дифференциальные давления, свойства промывочных и тампонажных растворов, режимы циркуляции технологических жидкостей) и внутрискважинного взаимодействия (фильтрационные и физико-химические процессы) приводят к непрогнозируемому изменению термодинамического состояния и поведения скважины. Следствием этих неуправляемых процессов становятся нарушения технологий буровых работ, осложняющих строительство скважин, и снижающих их качественные и технико-экономические показатели.

Вместе с тем, как показывает промысловый опыт, традиционные технологии по поддержанию гидравлического равновесия в стволе, отличает низкая эффективность стабилизации буровых процессов в нестационарных термодинамических условиях. При этом очевидно, что отсутствие надежного контроля и регулирования неупорядоченных (хаотичных) гидромеханических и физико-химических процессов взаимодействия в системе «скважина – массив горных пород» является серьезным препятствием по дальнейшему совершенствованию технологии буровых работ и переходу их на более высокий уровень развития.

В связи с отмеченным, в этом разделе работы сформулированы три основных научно-технических принципа по системному совершенствованию технологии бурения и заканчивания поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин нефтяных и газовых месторождений в нестационарных термодинамических условиях их разработки. Это: контроль и регулирование фильтрационных и прочностных характеристик ствола в процессе бурения скважин; системная организация процессов гидроизоляции проницаемых сред реализацией механизмов, адекватных их фильтрационным характеристикам; и оптимизация технологических процессов бурения, вскрытия продуктивной толщи и крепления скважин регулированием показателей технического состояния ствола (герметичности и прочности стенок) в технологически требуемых пределах. Эффективная реализация этих принципов возможна при выполнении основного системного требования – исключения из технологии буровых работ причины их нарушения при действии внешних и внутренних факторов в системе «скважина – массив горных пород». Этой причиной является гидравлическая связь вскрываемых бурением флюидонасыщенных пластов и технологических жидкостей.

С учетом отмеченного, нами сформулированы методические требования к упорядочению технологических процессов бурения и повышению уровня их организации, которые включают: совмещение процессов вскрытия массива горных пород и гидроизоляции поверхности фильтрации флюидонасыщенных пластов, оперативный контроль и регулирование технического состояния ствола и гидравлического поведения скважины, оптимизацию технологических процессов бурения и заканчивания скважин в пределах, адекватных гидравлическим условиям их производства.

По результатам промысловых исследований установлена причина виброволного режима течения жидкости в скважине – действие в системе «скважина – массив горных пород» нескольких (от 5 до 7) источников возбуждения виброволновых импульсных колебаний давления – буровой насос, ротор, колонна бурильных труб, забойный двигатель, долото, буровой раствор и т. д. В результате наложения в единой гидравлической системе виброволновых полей различной природы со спонтанно изменяющимися амплитудно-частотными характеристиками давлений приводит к непрогнозируемому нарушению технологии буровых работ, снижению показателей их качества и эффективности при строительстве скважин.

Четвертый раздел диссертации посвящен выбору перспективных научно-технических и методических направлений совершенствования технологии буровых работ.

Немаловажным обстоятельством сложившегося в технологии бурения застоя в последние 15–20 лет является сложившаяся практика стабилизации гидравлического равновесия в необсаженной скважине регулированием параметров и реологических свойств буровых растворов. Однако эффективность этих мероприятий в нестационарных гидравлических условиях бурения скважин с точки зрения безопасности ведения буровых работ невысокая, а вот негативное влияние их на технологию буровых работ – превалирующее. Кроме того, установленные в этой связи действующим регламентом (ПБ 08-
624-03, 2003 г.) требования к безопасности ведения буровых работ в этой части весьма противоречивы (см., например, п. 2.7.3.3). С одной стороны, эти требования, практически, невыполнимы, особенно в осложненных условиях и глубоких скважинах (п. п. 2.7.3.4 и 2.7.3.5). С другой стороны, выполнение одних технологических требований ограничивает или исключает применение других, что свидетельствует о недостаточном учете взаимовлияния ключевых факторов на безопасность проведения буровых работ. Касается это, в первую очередь, совместного влияния действующих в необсаженной скважине различной природы давлений (гидростатическое, гидродинамическое, пластовое) и фильтрационных характеристик флюидонасыщенных пластов на технологические процессы бурения.

Таким образом, основанные на принципах репрессионной технологии бурения скважин, традиционно применяемые методы организации и управления технологическими процессами до настоящего времени не имеют достаточных научно-технических обоснований и базируются на теоретических (виртуальных) представлениях и аналогичных экспериментальных допущениях, которые в равной степени неадекватны реальным условиям.

В результате нами разработаны системные научно-методические подходы и решения по совершенствованию методов организации и управления технологическими процессами бурения и заканчивания скважин, адекватные геолого-техническим условиям их строительства. Реализация этой новой идеологии основана на выполнении трех базовых принципов, подробно рассмотренных в диссертации.

В пятом разделе представлены технологические основы гидроизоляции флюидонасыщенных пластов в процессе вскрытия их бурением.

В условиях стабильного роста осложненности технологических процессов бурения и снижения эффективности применяемых методов управления технологии буровых работ, регулирование и контроль технического состояния ствола приобретают первостепенное значение и актуальность при решении проблем совершенствования технологических процессов бурения.

В этой связи приведена краткая аналитическая оценка современного уровня развития технологий борьбы с поглощениями и газонефтеводопроявлениями при строительстве скважин. При этом установлено, что успешность изоляционных работ (отношение количества успешных операций к общему количеству) изменяется от 0,3 до 0,5, а качество работ (полная или частичная изоляция проницаемых объектов) не превышает 0,3. А затраты времени на борьбу с осложнениями достигают 15–23% в общем балансе на бурение.

Из результатов аналитического обзора и оценки современного состояния методов предупреждения и борьбы с осложнениями следует, что их отличает бессистемность методических подходов и технологических решений, а также неупорядоченность гидромеханического воздействия на приствольную и призабойную зоны поглощающих и газонефтеводонасыщенных пластов при производстве изоляционной операции. Поэтому основное внимание в дальнейших исследованиях было уделено развитию системных принципов совершенствования технологий изоляции поглощающих и газонефтеводонасыщенных пластов и разработке комплекса технических средств и схем производства изоляционных операций.

При системном подходе к решению технологических проболеем бурения первостепенное значение придается внутренней организации системы (внутрисистемные факторы) на всех ее уровнях при сквозном рассмотрении во времени. Например, при борьбе с поглощениями рассматриваются во взаимосвязи и взаимодействии все операции технологических процессов изоляции, составляющие единую цепь во времени, которые и отражают во всей полноте эту систему (рис. 1). С научной и прикладной точек зрения при системном решении проблемы гидроизоляции анизотропных проницаемых пород важно установить взаимосвязь между фильтрационными характеристиками объекта и свойствами тампонажных систем, механизмами снижения проницаемости приствольной и призабойной зон поглощающих и газонефтеводонасыщенных пластов и параметрами управления этими механизмами.

Рис. 1. Схема организации и производства изоляционных работ

Рассмотрение прямой и обратной связи комплекса элементов системы (рис. 2) показывает зависимость конечных показателей гидроизоляционных работ от нарушения или невыполнения любого из этапов единой системы (рис. 2).

Рис. 2. Схема взаимосвязи комплекса элементов геолого-технической системы «скважина – поглощающий пласт»

В промысловой практике, как известно, не уделяется должного внимания влиянию механизмов снижения проницаемости флюидонасыщенных пластов на промежуточные и конечные показатели борьбы с поглощениями и газонефтеводопроявлениями. По результатам аналитических и промысловых исследований установлено влияние внутрисистемных факторов на технологию и показатели изоляционных работ, рассмотрены различные механизмы снижения проницаемости пород-коллекторов и адекватные им параметры контроля и управления технологическими процессами. Пример нагнетания тампонажных смесей в поглощающий пласт с интенсивностью 50 м3/ч при гидравлически совершенном «боковом» режиме нагнетания приведен на рис. 3.

Рис. 3. Карта давления по изоляции поглощения
интенсивностью 50 м3/ч в режиме бокового нагнетания:

1–2 – спуск инструмента в скважину; 3 – установка пакера в рабочее
положение; 4 – подготовительные работы; 5 – закачивание в колонну
бурильных труб глинистой пасты и цементного раствора; 6 – нагнетание
глинистой пасты в изолируемый пласт; 7–8 – нагнетание в пласт цементного раствора; 9 – технологическая остановка; 10 – продавливание цементного раствора из ствола в призабойню зону поглощающих пород;
11– заверщение изоляционной опреации

Для эффективной изоляции газонефтеводонасыщенных пластов успешное применение находит технология гидромеханического упрочнения приствольной зоны скважин направленными гидромониторными струями буровых глинистых растворов. В связи с этим обстоятельством, в разделе рассмотрен механизм «расклинивающего давления», реализуемый при применении струйных технологий в бурении, схематично представленный на рис. 4, а гидроизолирующие характеристики экрана в табл. 1.

Таблица 1

Сравнительные гидроизолирующие характеристики
приствольных зон, закольматированныя
направленным воздействием и без него

Показатели
гидроизоляции

Сформированный
при бурении

Сформированный
гидромониторной
кольматацией

1. Толщина кольматационного экрана

8–12

20–35

2. Давление разрушения заколь­матированной зоны МПа,                при репрессии

2–5

15–30

               при депрессии

0,8–1,2

5–7

3. Время формирования гидро­изолирующего экрана, мин


15–30 и более


5 и менее

4. Толщина глинистой корки, мм

5–25

2–5

5. Снижение коэффициента приемистости проницаемых пород, 10–2 м3/(с МПа)

ограничено давлением гидропрорыва экрана
при 2–5 МПа

0,07–0,001

Неотъемлемой частью технологии изоляции проницаемых пород являются расчеты параметров управления гидромеханическими процессами формирования приствольного гидроизолирующего экрана при производстве изоляционных работ. В разделе приведены усовершенствованные методы расчета технологических параметров изоляции флюидонасыщенных пластов, основанные на управляемой реализации механизмов структурообразования, обезвоживания тампонажных смесей и «расклинивающего» давления.

Рис. 4. Схема изменения проницаемой среды
в зоне гидромониторной кольматации:

а – зона полной гидроизоляции коллектора кольматационным слоем; б – зона частичной кольматации (максимального проникновения твердой фазы); с – зона выноса продуктов очистки пор коллектора

В шестом разделе диссертации анализируются результаты системного совершенствования технологических процессов бурения и заканчивания скважин, а также определяется область их эффективного применения при решении проблемных промысловых задач.

Самым удивительным и трудно объяснимым парадоксом в технологии строительства нефтяных и газовых скважин является тот факт, что ствол, являясь в прямом и переносном смысле «стержнем» горно-технического сооружения, от технического состояния которого во многом зависит эффективность строительства и долговременной эксплуатации скважины, до настоящего времени остается наименее исследованным и управляемым объектом. Притом, что гидравлическая связь массива горных пород с технологическими жидкостями является единственной причиной нарушения технологии буровых работ и снижение их качественных и технико-экономических показателей. И как свидетельствуют наши исследования, дальнейшее совершенствование буровых технологий невозможно без широкого внедрения в промысловую практику методов контроля и регулирования технического состояния ствола и технологических процессов бурения и заканчивания скважин.

С целью выполнения этого серьезного пробела в технологии буровых работ нами разработана «комплексная технология гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин», методические и технологические решения которых представлены в табл. 2.

Сравнительные показатели применения системного комплекса технологий с традиционной на нефтегазовых месторождениях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Оренбургской, Тюменской, Архангельской областей, Красноярском и Краснодарском краях приведены в таблицах 3, 4, 5, 6.

Так из данных табл. 3 следует, что технология нагнетания тампонажных смесей при режимах, адекватных геолого-физическим характеристикам поглощающих пластов, повышает технологическую эффективность метода в сравнении с тра­диционными в 1,8 раза при сокращении затрат времени в 1,25 раза и материалов в 1,5 раза. Причем область эффективного применения этой разработки охватывает поглощения интенсивностью от 5,0 м3/ч до 150–200 м3/ч.

Таблица 2

Комплекс системных технологий бурения
и заканчивания скважин

Методы
технологического комплекса

Назначение
элементов комплекса

Конечные результаты
реализации комплекса

1. Метод экспресс-оценки технического состояния ствола скважины

Контроль герметичности и прочности ствола

Оперативная оценка показателей технического состояния ствола скважины
и выделение высокопроницаемых пластов (поглощающих и флюидопроявляющих)

2. Технология гидромониторной обработки ствола в процессе
бурения

Восстановление гидроизоляции вскрываемых пластов от ствола скважины

Предупреждение осложнений и оптимизация гидравлических процессов бурения и заканчивания скважин

3. Метод изоляции поглощающих
пластов

Восстановление герметичности и прочности ствола в условиях АНПД

Полная изоляция поглощающих пластов различной интенсивности

4. Методика выбора
и реализация механизма снижения проницаемости пластов

Оперативный контроль
и регулирование механизма изоляции проницаемых пород

Оптимизация технологии
изоляции флюидонасыщенных пластов

Сводные показатели внедрения технологии обработки ствола направленными гидромониторными струями в процессе бурения свидетельствуют о высокой технологической эффективности метода. Его применение позволяет существенно расширить возможности оптимизации гидравлических условий бурения за счет регулирования забойных дифференциальных давлений в пределах от 2,0–4,0 МПа при депрессиях, и до 7,0 МПа и более при репрессиях.

Однако, более высокая технико-экономическая эффективность применения комплексной технологии (нелинейный рост показателей) достигается за счет реализации внутрисистемных эффектов (табл. 4, 5, 6, 7):

Таблица 3

Сравнительные технико-технологические показатели методов
изоляции поглощающих пластов

Категория сложности

Характеристика поглощающих пород намюр-серпуховских отложений

Метод
изоляции
поглощения

Технико-технологические
показатели методов

давление опрессовки ствола, Роп, МПа

Интенсивность поглощения С, м3/ч

коэффициент приемистости 10-2 К, м3/(с·МПа)

коэффициент успешности Кус

коэффициент исполь­зования тампонажной смеси, Ксм, %

расход цемента,
G, т

расход глинистого раствора, Vр, м3

I

0–1

70–120

2,0–3,4

через герметичное устье скважины

0,50

79

30

через колонну бурильных труб (устье открыто)

0,26

68

29

через бурильные трубы с пакером

0,48

74

30

при регулируемых режимах нагнетания смесей

0,86

93

15

II

2–3

50–90

1,5–2,5

через герметичное устье скважины

0,75

64

18

через колонну бурильных труб (устье открыто)

0,45

60

20

через колонну бурильных труб с пакером

0,62

63

21

при регулируемых режимах нагнетания смесей

1,0

90

13

15

III

3–5

5–60

0,15–1,5

через герметичное устье скважины

0,8

70

18

через колонну бурильных труб (устье открыто)

0,5

53

15

через колонну бурильных труб с пакером

0,9

40

13

при регулируемых режимах нагнетания смеси

1,0

100

5

35

Примечание к табл. 2: Объем выборки по 355 скважинам и 546 изоляционным операциям. Подача насоса при опрессовках Qн=(20 – 23)·10-3 м3/с. Значения критериев: Кус=nу/nоб, где nу – количество поглощений изолированных одной операцией;
nоб – общее количество проведенных изоляционных операций; Ксм=Vпл/Vоб, где Vпл – объем смеси в зоне поглощения, Vоб – общий объем смеси закачанный в скважине.

1. Высокая стабильность гидравлических условий и технологических процессов бурения за счет оперативного предупреждения газонефтеводопроявлений и гидроразрыва горных пород, а также эффективной изоляции поглощающих пластов с затратами средств и времени на 30–50% меньшими, чем при применении традиционных технологий. Здесь проявляется внутрисистемный эффект снижения или полного исключения из технологического процесса бурения механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и вскрываемого бурением массива горных пород.

2. Повышается качество и эффективность крепления скважин за счет комбинированного разобщения пластов в результате предварительной изоляции комплекса вскрываемых флюидонасыщенных пластов. Это приводит к росту дебита нефти и снижению обводненности скважин в среднем в 2,5 раза и в 8,8 раза соответственно (табл. 4). Внутрисистемный эффект в этом случае связан с формированием в приствольной зоне третьего элемента крепи кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками, которые, в свою очередь, подавляют процессы водоотдачи исходного цементного раствора и сохраняют исходные тампонажно-технические свойства камня.

3. Сохраняются природные коллекторские свойства продуктивных пластов призабойной зоны за счет совмещения технологий их вскрытия и гидроизоляции от ствола бурящейся скважины посторонних флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи. При этом внутрисистемный эффект связан с реализацией механизма «расклинивающего» давления.

4. Применение комплекса технологий гидромеханического упрочнения ствола глубоких скважин формирует геолого-технические условия, оптимальные для совершенствования их конструкций (облегчения и упрощения) (рис. 5), а также нелинейно повышает показатели эксплуатации нефтяных и газовых скважин (табл. 4, 5).

Таблица 4

Результаты промыслового испытания технологии
комбинированного разобщения пластов продуктивной толщи

№№ скв.

Дебит нефти, т/сут

Обводненность, %

Уровень динамический, м

Давление на устье, МПа

Давление забойное, МПа

Текущее пластовое давление, МПа

Коэффициент продуктивности, т/сут МПа

206

9,7

1

1057

2,47

3,85

10,62

1,43

209

8,1

10

818

1,0

3,51

9,14

1,44

211

11,7

1

897

0,9

3,35

9,10

2,03

482

22,0

0

1057

1,0

2,2

8,9

3,28

483

3,4

0

930

0

2,14

10,6

0,4

Примечание: количество суток эксплуатации скважины изменяется от 75 до 400. Начальное пластовое давление – 17,1 МПа. Средний дебит базовых скважин 4,3 т/сут, обводненность 88%.

Таблица 5

Результаты эксплуатации опытных скважин открытым забоем

№№ скв.

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,
%

Уровень динамический, м

Давление на устье, МПа

Давление забойное, МПа

Текущее пластовое давление, МПа

Коэффициент продуктивности,
т/сут МПа

Дни эксплуатации на 01.01.2000

210

18,0

1

104

0

8,8

10,1

13,8

136

212

18,4

1

507

0

5,6

10

4,1

213

213

11,1

1

204

0

8,0

10

5,5

137

214

8,0

0

206

0

8,0

10

4,0

75

215

13,0

0

344

0

7,0

10

4,3

91

Аналогичные результаты эксплуатации опытных скважин получены при заканчивании открытым забоем (табл. 5) с формированием приствольного кольматационного экрана. Как следует из данных таблицы, прорыв пластовых вод к фильтру скважин за период эксплуатации (75–213 суток) отсутствует, показатели добычи нефти в сравнении с закрытым забоем скважин повысилась на 24,5%, а коэффициент продуктивности – в 2,2 раза. Причем в скважинах с открытым забоем (гидравлически совершенные по характеру и степени вскрытия) имеется существенный резерв по увеличению добычи нефти. Опытные скважины эксплуатируются при забойных депрессиях в 1,9 раза меньших, чем базовые (среднее значение депрессий 2,6 МПа) и динамических уровнях жидкости в опытных скважинах, сниженных в 3,0–3,5 раза.

Таблица 6

Оценка качественных и технико-экономических показателей
заканчивания скважин комплексом системных технологий

Объем
внедрения,
скв.

Толщина пласта
(перфорированная),
м

Средние показатели
эксплуатации

Градиент давления динам. между в/н и н/н пластами, МПа/м

Коэфф. продуктивности удельн., м3/сут МПа м

дебит нефти, т/сут

обводненность,
%

депрессия,
МПа

Итого:

11 скважин

до 1,0–2,0

8,49

37,7

3,7

5,4

1,79

Итого:

19 скважин

от 2,1 до 4,0

9,6

30

4,3

5,6

1,13

Итого:

5 скважин

более 4,0

15,3

35,4

2,7

4,2

0,68

Средние значения по опытным скважинам

(выборка скважин, пробуренных по комплексной технологии)

11,1

34,4

3,6

5,07

1,20

Показатели
базовых скважин

4,3

88,0

5,7

3,2

0,33

Отношение показателей опытных и базовых скважин

+2,6

2,6

1,6

+1,8

+3,6

Сравнительная оценка качественных и технико-экономи­ческих показателей заканчивания скважин комплексом системных технологий представлена в табл. 6.

5. Разработанный комплекс буровых технологий по поддержанию необсаженного ствола в технически надежном состоянии создает оптимальные условия по совершенствованию конструкций глубоких скважин (упрощение и облегчение). Результаты промысловых испытаний комплекса представлены на рис. 5 при строительстве глубоких скважин на Северо-Комсомольском месторождении (Тюменская область) и Карачаганакском (Северный Казахстан). А в табл. 7 приведены технико-экономические показатели работ.

Рис. 5. Совершенствование конструкций глубоких скважин
Северо-Комсомольского (Тюменская обл.) и Карачаганакского
(Сев. Казахстан) нефтегазовых месторождений

Таблица 7

Технико-экономические показатели совершенствования
конструкции скважин

Месторожден./
показатели

Рост показат. работы долот, %

Снижение осложнен., %

Уменьш. объема выбурен. породы, %

Снижен. металлоемк. констр., %

Сокращен. сроков строит. скв., мес.

Северо-Комсом.

22–34

75–80

21

18–20

2–3

Карачаганск

25

90

27

18

3,5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе широких научных обобщений, результатов аналитических, экспериментальных исследований, промысловых испытаний и внедрения комплекса системных разработок по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения скважин достигнут нелинейный рост качественных и технико-экономических показателей бурения по стабилизации технологических процессов, сохранению природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов продуктивной толщи, долговременной изоляции комплекса флюидонасыщенных пластов при креплении скважин и тем самым решена крупная научно-техническая проблема, имеющая важное народно-хозяйственное значение.

ОСНОВЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Результаты аналитических обобщений и масштабных исследований свидетельствуют о снижении качества и технико-экономических показателей традиционных технологий буровых работ во все осложняющихся геолого-технических условиях строительства нефтяных и газовых скважин. Связаны эти обстоятельства со слабо развитой теорией в области нестационарных термодинамических процессов, отсутствием в тех­нологии буровых работ системных разработок, неудовлетворительным контролем технического состояния необсаженного ствола и регулированием гидравлического поведения скважин.

2. Получили развитие современные представления о виброволновой природе турбулентного течения технологических жидкостей в скважине и его превалирующего влияния, как фактора, на нестационарность технологических процессов в бурении. По результатам промысловых исследований установлено, что величина амплитуд пульсирующих давлений в процессе бурения, промывки, цементирования обсадных колонн, спуско-подъемных операций, борьбы с осложнениями превышает давление гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы в 1,5–3,0 раза, а амплитуды колебания давлений в колонне бурильных труб выше, чем в затрубном пространстве в 1,4–3,7 раза.

3. Впервые проанализировано взаимодействие различной природы (геолого-физической и технической) давлений в скважине и их влияние на гидравлику буровых работ и технологические процессы. Установлена высокая степень сложности и изменчивости внутрискважинных гидравлических процессов взаимодействия массива горных пород и технологических жидкостей, обусловленных анизотропией свойств горных пород (физико-химические, механические, фильтрационные, структурные и т. д.), существенными различиями термодинамических параметров гидродинамических систем (давление, температура, свойства пластовых флюидов) и нестационарностью гидравлических виброволновых процессов, амплитудно-частотные характеристики которых изменяются в широких пределах при производстве в скважине различных операций.

4. Аналитическая оценка прикладных возможностей теории и эксперимента в технологии бурения скважин показала, что многочисленные попытки создания математических, физических, детерминированных, стохастических и других моделей, а также расчетных методов, адекватно отражающих нестационарность технологических процессов в скважине, оказались бесплодными. Обусловлено сложившееся положение некорректным использованием теории линейной математики, основанной на десятичной системе исчисления, для описания нестационарных процессов и состояний, характерных для термодинамических условий системы «скважина – массив горных пород», которые могут быть описаны лишь при применении теории, основанной на двенадцатеричной системе исчисления (многомерной).

5. Впервые сформулированы научно-методические принципы организации и управления технологическими процессами бурения, позволяющие расширить перспективы совершенствования традиционных технологий и поднять их на более высокий уровень качества и эффективности строительства нефтяных и газовых скважин.

6. Впервые разработан многофункциональный комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола в процессе бурения и заканчивания скважин в сложных и изменяющихся геолого-технических условиях, который включает:

– метод гидромеханических испытаний ствола на герметичность (приемистость) и прочность (градиент давления испытания) опрессовками скважин с устья или пакерующими устройствами;

– технологию гидроизоляции приствольной зоны вскрываемых бурением поглощающих, газонефтеводопроявляющих пластов и низкой прочности горных пород («метод малых проникновении»);

– технологию изоляции призабойной зоны поглощающих пластов высокой приемистости при регулируемых режимах нагнетания тампонажных смесей, параметры которых адекватны их геолого-физическим и фильтрационным характеристикам («метод регулируемых проникновений»);

– методы оперативного регулирования гидравлических режимов бурения, первичного вскрытия продуктивной толщи, цементирования обсадных колонн и тампонирования поглощающих пластов;

– методику совершенствования (упрощения и облегчения) конструкций глубоких скважин.

7. Промысловый опыт показал, что внедрение многофункционального комплекса гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин привело к нелинейному росту качественных и технико-экономических показателей ключевых технологических операций: процесса бурения скважин, предупреждения и борьбы с осложнениями, первичного вскрытия продуктивной толщи, разобщения пластов при цементировании обсадных колонн, упрощения и облегчения конструкций глубоких скважин, т. е. к переходу их на более высокий уровень развития.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих изданиях:

Публикации в ведущих рецензируемых журналах и изданиях,

рекомендуемых ВАК Минобразования и науки РФ

1. Мнацаканов В. А. Бескабельная технология строительства горизонтальных скважин // Вяхирев В. И., Ипполитов В. В., Кульчицкий В. В., Мнацаканов В. А. и др. // Газовая промышленность. – 1999. – № 5. – С. 78–81.

2. Мнацаканов В. А. ООО «Бургаз»: разработка и внедрение систем менджмента качества / Мнацаканов В. А., Сомов С. Г. // Газовая промышленность. – 2009. – № 8. – С. 22–25.

3. Поляков В. Н., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Технологические проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 6. – С. 34–37.

4. Поляков В. Н., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Аналитическая оценка современного состояния технологий строительства скважин и перспективы их совершенствования // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009*. - № 3. – С. 10–13.

5. Поляков В. Н., Мнацаканов В. А., Фокин В. В., Аверьянов А. П. Причины низкой эффективности методов борьбы с поглощениями в бурении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 3. – С. 14–17.

6. Мнацаканов В. А., Усынин А. Ф. Особенности использования буровых растворов при строительстве субгоризонтальных добывающих скважин на Заполярном месторождении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - 11. – С. 25–29.

7. Егорова Е. В., Будько А. В., Мнацаканов В. А. и др. Эффективность применения новых ингибирующих реагентов на основе талового пека при бурении на Астраханском ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – № 1. – С. 29–35.

8. Мнацаканов В. А. Ключевые технологические проблемы строительства скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – № 5. – С. 4-7

9. Мнацаканов В. А. Технологические осложнения , возникающие при строительстве скважин, их причина и негативные последствия // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. – № 5. – С. 7-9

10. Мнацаканов В.А. Исследование эффективности промывки наклонных и сильно искривленных стволов скважин// Бурение – Нефть - специализированный журнал, 2010 - № 4 – С. 27-31

11. Мнацаканов В. А., Миленький А.В., Усынин А.Ф., Батищев  Е.Л. Анализ использования хлоркалиевых буровых растворов при бурении скважин в Надым-Пур-Тазовском регионе. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М. - № 1. – 2010. – С. 16-19.

12. Мнацаканов В. А., Нестер Н.И., Миленький А. М. , Сафарханов Р.Р. К  вопросу об осложнениях и методах их предупреждения и ликвидации при строительстве эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ (п-ов Ямал). Вестник  Ассоциации буровых подрядчиков. М. - № 1. – 2010. – С. 24-29.

Статьи и доклады на конференциях

13. Мнацаканов В. А. Технология строительства пологих скважин на Уренгойской газоконденсатном месторождении / Кульчицкий В. В., Мнацаканов В. А., Беклемышев А. В. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ Газпром, 1999. – № 5. – С. 3–11.

14. Кульчицкий В. В., Вяхирев В. И., Мнацаканов В. А. и др. Бескабельные технологии геонавигационного сопровождения строительства горизонтальных скважин на месторождениях скважин на месторождениях ОАО «Газпром» // Ассоциация буровых подрядчиков. «Состояние и перспективы отечественного нефтегазового машиностроения». – 1999. – С. 89–96.

15. Кульчицкий В. В., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. Бескабельные технологии геонавигационного сопровождения строительства горизонтальных скважин на месторождения ОАО «Газпрома» // Конференция «Состояние и перспективы отечественного нефтегазового машиностроения» (Москва). – 1999. – С. 89–96.

16. Волков А. В., Бельский Д. Г., Мнацаканов В. А., Панов К. Е. Применение системы пилот при бурении направленных скважин // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – М. – № 4. – 2001 г.

17. Панов К. Е., Мнацаканов В. А. Опыт восстановления скважин старого фонда Оренбургского ГКМ боковым горизонтальными стволами // Ассоциация буровых подрядчиков. – М. – 1999. Стр. 103–119.

18. Сехниашвили В. А., Кириенко А. М., Туршиев А. П., Шестеряков М. Н., Грачев С. И., Мнацаканов В. А. и др. // Инструкция по бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области РД 00158758-217-2001, Тюмень, 2001.

19. Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А., Панов К. Е. Новые технологии для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, применяющиеся ДООО «Бургаз» // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – М. – № 4. – 2002. – С. 9–12.

20. Сехниашвили В. А., Туршиев А. П., Мнацаканов В. А. и др. // РД 00158758-243-2003. Регламент по технологии бурения скважин на ачимовские отложения Надым-Пур-Тазовского региона. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003. – 51 с. Авт.

21. Кашкаров Н. Г., Сехниашвили В. А., Мнацаканов В. А. и др. // НД 00158758-268-2003. Рекомендации по технологии бурения скважин на юрские отложения месторождения Тюменской области. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003. – 20 с.

22. Мокроусов С. Н., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. и др. // РД 08-625-03. Инструкция по безопасности работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины. М., Изд. «Нефть и газ». РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. – 126 с.

23. Кашкаров Н. Г., Сехниашвили В. А., Мнацаканов В. А. и др. // НД 00158758-265-2003. Регламент по технологии бурения скважин на Песцовом месторождении. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003. – 40 с.

24. Кашкаров Н. Г., Сехниашвили В. А., Мнацаканов В. А. и др. // НД 00158758-244-2003. Регламент по технологии проводки газоконденсатных скважин полуострова Ямал. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003. – 49 с.

25. Кобышев Н. П., Овчинников П. В., Колосов В. А., Мнацаканов В. А. Проблемы строительства разведочных скважин на месторождениях Оренбургской области. – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М., – № 1. – 2004. – С. 41–45.

26. Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А., Панов К. Е., Зарецкий В. С. Техническое обеспечение проводки горизонтальных скважин в ООО «Бургаз» – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М., – № 3. – 2005. – С. 33–35.

27. Мнацаканов В. А., Усынин А. Ф. Буровые растворы для бурения и вскрытия газоконденсатных залежей в условиях падения пластового давления. – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М., – № 2. – 2007. – С. 18–20.

28. Зарецкий В. С., Криушкин И. А., Мнацаканов В. А. Инновационные технологии в Буровой компании. – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М. – № 3. – 2007. – С. 32–37.

29. Мнацаканов В. А., Чурсин С. Е., Зарецкий В. С. ООО «Бургаз» – 10 лет с ассоциацией буровых подрядчиков. – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М. – № 2. – 2008. – С. 25–26.

30. Мнацаканов В. А., Тригубова Е. А., Бородай А. В. Проблемы охраны окружающей среды при строительстве скважин в ООО «Бургаз». – Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. М. – № 2. – 2008. – С. 38–41.

31. Мнацаканов В. А., Миленький А.В., Усынин А.Ф., Батищев  Е.Л. Анализ использования хлоркалиевых буровых растворов при бурении скважин в Надым-Пур-Тазовском регионе. Доклад на конференции Ассоциации буровых подрядчиков. М. – 2010.

32. Мнацаканов В. А., Нестер Н.И., Миленький А. М. , Сафарханов Р.Р. К  вопросу об осложнениях и методах их предупреждения и ликвидации при строительстве эксплуатационных скважин Бованенковского НГКМ (п-ов Ямал). Доклад на конференции Ассоциации буровых подрядчиков. М. – 2010.

33. Мнацаканов В. А., Миленький А. М., Шарыпов Д. Н. и др. Pawer V-вер­тикальное решение для бурения разведочных скважин. – Oil Gas Journal Russia. – М. – 2008. – № 10. – С. 70–73.

Патенты

34. Фролов А. А., Будько А. В., Панов К. Е., Мнацаканов В. А. и др. Диэлектрический разделительный переводник. – Патент РФ на полезную модель № 52071, заявлено 29.09.2005, опубликовано 10.03.06. Бюл. № 7.

35. Фролов А. А., Будько А. В., Панов К. Е., Мнацаканов В. А. и др. Устройство для передачи информации с забоя скважины. – Патент РФ на полезную модель № 53721 – заявлено 20.12.2005, опубликовано 27.05.2006. Бюл. № 5.

36. Фролов А. А., Рябоконь А. А., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. и др. Соленасыщенная тампонажная композиция для высокотемпературных скважин. – Патент РФ № 2273654 – заявлено 18.04.2004, опубликовано 10.04.2006. Бюл. № 10.

37. Фролов А. А., Будько А. В., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. и др. Отверждаемый герметик. – Патент РФ № 2286371 – заявлено 08.09.2005, опубликовано 27.10.2006. Бюл. № 30.

38. Фролов А. А., Будько А. В., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. и др. Неотверждаемый герметик. – Патент РФ № 2286381 – заявлено 08.09.2005, опубликовано 27.10.2006. Бюл. № 30.

39. Фролов А. А., Будько А. В., Ипполитов В. В., Мнацаканов В. А. и др. Неотверждаемая герметизирующая смазка. – Патент РФ № 2288934 – заявлено 17.10.2005, опубликовано 10.12.2006. Бюл. № 34.

40. Третьяк А. Я., Мнацаканов В. А., Зарецкий В. С. и др. Высокоингибированный буровой раствор. Патент РФ № 2303047 – заявлено 10.05.2006, опубликовано 20.07.2007. Бюл. № 20.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.