Строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин открытым забоем с использованием волновых технологий (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт)

по каналам, образованным вследствие негерметичности резьбовых соединений;

по каналам из-за негерметичности соединений частей колонной головки;

по нарушениям целостности обсадных колонн;

по каналам, возникшим в самом цементном камне при его твердении;

по каналам контактных зон цементного камня.

В работе подробно рассмотрены основные технологии, направленные на обеспечение герметичного заколонного пространства, что достигается двумя последовательными технологическими операциями:

- подготовкой ствола скважины к цементированию методами управляемой кольматации (струйной обработкой стенок скважины, струйно-волновой кольматацией);

- обработкой тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в период превращения тампонажного раствора в камень.

Исключительно важным, с точки зрения герметизации заколонного пространства, является управление процессами превращения тампонажного раствора в камень, т.е. в период ОЗЦ, который является наиболее опасным с точки зрения создания предпосылок для образования каналов и проявления движущих сил. Известно, что одной из причин, влияющей на качество цементирования обсадных колонн, являются свободно протекающие процессы за колонной в период ОЗЦ, большинство из которых из-за применения в цементировании тампонажных растворов на основе минеральных вяжущих негативно влияют на формирование камня и его контактных зон. В частности, это большое водосодержание, контракционные явления и так называемое «зависание» тампонажного раствора, приводящее к снижению давления на флюидосодержащие пласты и ведущее к проникновению флюидов в твердеющий тампонажный раствор со всеми вытекающими последствиями. Значительное влияние на качество цементирования оказывают остатки невытесненного бурового раствора и глинистая корка. Для реализации управления процессами, протекающими за колонной, Кузнецовым Ю.С. и Ковязиным Н.И. предложен способ воздействия на тампонажный раствор в период ОЗЦ акустическим полем, создаваемым мощным источником электрогидроимпульсного типа. Акустическое воздействие на тампонажный раствор позволяет уменьшить сроки схватывания тампонажного раствора, улучшить структуру и прочностные характеристики камня за счет более равномерного распределения во вмещающем объеме дисперсной фазы и жидкости затворения, усиления массообмена и теплообмена, повышения седиментационной устойчивости, ускорения процессов структурообразования и снижения отрицательных последствий контракционных явлений. Воздействие повышает герметичность и прочность контактных зон камня за счет полного или частичного разрушения глинистой корки (пленки), усиления смачиваемости тампонажным раствором зон контакта, ускорения физико-химических процессов между раствором и поверхностями вмещающего пространства, а также позволяет поддерживать давление столба раствора на установленном уровне над пластовым в течение определенного времени путем разрушения коагуляционной структуры раствора.

Суть предложенного способа заключается в следующем. Источник воздействия сразу же после окончания цементирования перемещается внутри обсадной колонны по заданной программе и генерирует мощные локальные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию обсадной колонны, переходящую в затухающие колебания ее. Колебания обсадной колонны создают акустическое поле в тампонажном растворе.

Основы технологии, реализующей вышеуказанный способ, нами разработаны и развиты для условий Заполярья. Успешность волнового воздействия на твердеющий в заколонном пространстве тампонажный раствор во многом определяет правильный выбор источника волнового воздействия с учетом особенностей эксплуатации излучателя в скважине. Нами разработаны сравнительно простые методика и технические средства для определения удельного импульса давления, прикладываемого к внутренней поверхности трубы.

Сравнение измеренных по этой методике удельных импульсов давления, создаваемых электрогидроимпульсным устройством с оболочкой и без нее, позволяет оценить влияние оболочки на прохождение генерируемого разрядом импульса давления.

Рассмотрим уравнение вынужденных колебаний трубы, которую с наружной стороны окружает воздух:



, (4)

где т - плотность материала трубы; hт - толщина трубы; rт - средний радиус трубы; Wт - смещение наружной стенки трубы; Е - модуль Юнга материала трубы; - коэффициент Пуассона материала трубы; P (t) - давление, прикладываемое к внутренней поверхности трубы; t время.

Проинтегрировав уравнение (4) до момента t = , когда смещение трубы достигает максимума (Wтmax) и, соответственно, скорость смещения равна 0 , получим следующее выражение:

. (5)

Выражение есть не что иное, как удельный импульс () давления, прилагаемый к внутренней стенке трубы.

И тогда, при условии , имеем:

(6)

При длительности импульса сигнала, прикладываемого к внутренней поверхности трубы, меньшей четверти периода ее собственных колебаний, форма ее вынужденных колебаний будет близка к синусоидальной (эта ситуация характерна для рассматриваемого процесса). Тогда можно записать:



, (7)

где Т0 - период собственных колебаний трубы; Wтmax - максимальное значение при t = Т0/4.

Подставив (7) в (6), получим:

. (8)

Далее, подставляя известное выражение для периода собственных колебаний трубы в (8), получим:

. (9)

Таким образом, согласно полученному выражению (9), для определения импульса давления, прилагаемого к внутренней поверхности трубы, достаточно измерить максимальное смещение стенки трубы (WТmax) в первый полупериод ее колебаний. Остальные величины, входящие в выражение (9), известны.

Непосредственные измерения смещения стенки трубы с помощью известных оптических или электрических методов затруднены из-за малых величин деформаций и времени протекающих процессов, наличия электромагнитных полей и др. Для того чтобы обойти эти трудности, предложена достаточно простая методика определения максимального смещения внешней стенки трубы, моделирующей обсадную трубу. Суть ее состоит в измерении наибольшего отклонения груза цилиндрической формы от положения равновесия под действием импульса, сообщаемого ему трубой. В этом случае отклонения груза значительно превышают амплитуду колебаний цилиндра и становятся доступными для их измерения достаточно простыми оптическими или механическими способами.

Результаты экспериментальных исследований с применением разработанных методики и установки для оценки влияния резиновой оболочки на прохождение импульса давления приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты экспериментальных исследований

Рг, МПа	0	10	20	30	40	50
	1,100	1,110	1,115	1,118	1,119	1,120

Из полученных экспериментальных данных следует, что удельный импульс, сообщаемый стенке трубы, при наличии резиновой оболочки в среднем увеличивается на 10…12 %. Некоторое расхождение во влиянии резиновой оболочки на удельный импульс давления с ростом гидростатического давления объясняется изменением акустических характеристик оболочки при повышении давления.

Результаты исследований объясняются следующими соображениями.

Помимо влияния на величину удельного импульса давления потерь сигнала на резиновой оболочке сказывается, в разной степени при изменении формы излучаемого сигнала, влияние трубы. При прохождении излучаемого сигнала через резиновую оболочку происходит изменение его формы. Сигнал становится более протяженным, но с меньшей амплитудой, и это ослабляет влияние трубы на величину удельного импульса давления.

Для подтверждения этого нами проведен численный эксперимент. Условия выполнения эксперимента следующие.

К внутренней стенке трубы прикладывается импульс давления, форма его меняется. Для того чтобы учитывать только влияние трубы на удельный импульс давления, акустическая энергия сигналов с разной формой остается постоянной. Форма сигнала, прикладываемого к трубе, задается близкой к реальному процессу и описывается следующим выражением:

(10)

где Р - давление, прикладываемое к внутренней стенке трубы; t - текущее время; Т1, Т2 - время соответственно переднего и заднего фронтов импульса давления, прикладываемого к трубе.

В эксперименте Т1 изменялось от 0,2 до 13,0 мкс, а Т2 оставалось постоянным и равнялось 13,5 мкс.

Для расчетов использовалась математическая модель распространения мощного нестационарного акустического сигнала, генерируемого высоковольтным разрядом, в многослойной среде с деформируемой цилиндрической оболочкой.

Результаты численного эксперимента подтвердили возможность увеличения удельного импульса давления при введении в ЭС резиновой оболочки. Изменение формы излучаемого сигнала резиновой оболочкой ослабляет влияние трубы на прохождение сигнала настолько, что позволяет компенсировать потери на оболочке и получить несколько больший удельный импульс давления. С учетом погрешности экспериментальных исследований удельного импульса давления, равной 10 %, они удовлетворительно согласуются с полученными результатами численного эксперимента.

Таким образом, выполненные экспериментальные исследования, теоретическое обоснование эффективности работы системы инициирования с локальным увеличением напряженности электрического поля на границе раздела сред «жидкость диэлектрик металл» позволили найти технические решения для создания электродной системы с высокой эффективностью преобразования электрической энергии в механическую в условиях скважины. Созданные технические решения для реализации эффективного разряда в скважине использованы в электрогидроимпульсном устройстве для обработки тампонажного раствора с более высокими техническими и эксплуатационными характеристиками.

Описанные эффекты, естественно, легче реализовать в открытом стволе скважины, что открывает широкую перспективу для использования резонансных эффектов при бурении скважин, очистке ее призабойной зоны и волновом воздействии на нефтяной пласт или его застойные зоны.

Концепция формирования конструкции фильтра скважины при первичном вскрытии и креплении скважины

Нестационарное гидродинамическое состояние и поведение разрабатываемых месторождений в условиях активной гидравлической связи разнонасыщенных пластов между собой и со скважиной интенсифицируют фильтрационные процессы в этой системе. Неконтролируемое и неупорядоченное движение фильтрационных потоков пластовых флюидов осложняет и снижает показатели работ не только при заканчивании скважин, но и при производстве комплекса мероприятий по регулированию системы разработки месторождения, повышению производительности скважин, выполнению требований охраны недр.

Основными элементами гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия продуктивных горизонтов конструкции забоя являются природный фильтр приствольной зоны пласта с закольматированным слоем и фильтрационной коркой, разобщающее весь комплекс проницаемых разнонасыщенных пластов продуктивной толщи цементное кольцо с перфорированными отверстиями, технический фильтр перфорированная обсадная колонна. При всех известных преимуществах этой наиболее распространенной в практике конструкции забоя от гидродинамически совершенной конструкции открытого или частично открытого забоя ее отличает ряд существенных недостатков, отрицательные последствия которых сказываются на всех стадиях разработки нефтегазовых залежей. Это высокие гидродинамические сопротивления в зоне фильтра, негерметичность заколонного пространства и отсутствие изоляции пластов друг от друга, сложность геолого-технических условий производства стимулирующих обработок, РИР, реконструкции забоя, поддержание оптимальных режимов эксплуатации скважин и т.д.

Вместе с тем, фильтр эксплуатационных и нагнетательных скважин относится к той части технического сооружения, в которой интенсивность гидродинамических процессов фильтрации пластовых флюидов достигает своего максимума. Только в этой зоне отмечаются предельные скорости фильтрации жидкостей и газов, гидравлические сопротивления, градиенты давлений и энергетические потери. Это приводит к изменению напряжений в породах прифильтровой зоны, следствием которых являются изменения коллекторских свойств (загрязнение или дренирование) и фильтрационных характеристик призабойной и удаленной зон пласта в результате отложения на фильтре различных углеводородных компонентов (смол, асфальтенов, парафинов), солей и т.д. Поэтому снижение гидравлических сопротивлений в фильтре, повышение проницаемости приствольной и призабойной зон продуктивных пластов, долговременная изоляция их от чуждых флюидонасыщенных пластов относятся к ключевым проблемам, успешное решение которых связано с первичным вскрытием продуктивных отложений. Только на этом этапе заканчивания скважин представляется возможным выделить в продуктивной толще интервалы не вовлекаемых в разработку газоводонасыщенных пластов и произвести их долговременную изоляцию формированием в приствольной зоне кольматационного или зацементированного экрана.

Для успешной реализации этих решений методы формирования конструкции забоя скважин на этапе первичного вскрытия продуктивных отложений должны отвечать ряду технологически необходимых требований:

1) восстанавливать природную изоляцию комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи при пересечении их стволом скважины;

2) создавать гидравлические условия для вскрытия продуктивной толщи в широком диапазоне изменения положительных и отрицательных забойных давлений, не приводящие к осложнениям технологического процесса и ухудшению фильтрационных характеристик газонефтенасыщенных пластов;

3) при применении открытой конструкции забоя и фильтра скважины обеспечивать долговременную и надежную изоляцию не вовлекаемых в разработку водонасыщенных пластов от ствола скважины.

Применение технологий струйно-волновой обработки приствольной зоны флюидонасыщенных пластов при вскрытии бурением имеет ряд неоспоримых технических, экономических и экологических преимуществ перед традиционно применяемыми технологиями заканчивания и капитального ремонта эксплуатационных скважин. Открытая для обработки поверхность фильтрации проницаемых пластов в необсаженном стволе скважины создает наилучшие гидравлические условия и технические возможности по селективной изоляции и дренированию приствольной зоны наиболее эффективными методами. В зависимости от решаемых промысловых задач (временная или долговременная изоляция проницаемых объектов) изолирующие характеристики создаваемого экрана (градиент давления фильтрации пластового флюида и гидроразрыва горных пород) регулируются в технологически требуемых пределах.

Высокие гидроизолирующие характеристики приствольного экрана, формируемого против флюидонасыщенных пластов, существенно повышают герметичность долговременной крепи при различных конструкциях забоя скважин и расширяют область применения в сложных геолого-промысловых условиях гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия конструкции открытого забоя.

Сообщение ствола скважины через открытую поверхность продуктивного пласта создает условия для плоскорадиального течения жидкости в призабойной зоне, давление и скорость фильтрации потока в котором зависят только от расстояния от ствола. Сохранение одномерности потока и отсутствие дополнительных гидравлических сопротивлений, характерных для перфорированного фильтра, обеспечивают гидродинамическое совершенство движения жидкости через боковую поверхность как для эксплуатационных скважин при радиально сходящемся потоке, так и для нагнетательных при радиально расходящемся потоке.

Выполнение этих требований приведет к созданию оптимальных условий для разработки углеводородных залежей при применении различных систем воздействия и более широкому использованию потенциальных возможностей каждой скважины.

Четвертый раздел посвящен разработке и усовершенствованию технологий сохранения и восстановления коллекторских характеристик пласта, в основу которых положены методологии формирования конструкции фильтра и забоя скважин в процессе первичного вскрытия в аномальных геолого-промысловых условиях и теория нелинейных колебаний, описанная в разделах 2 и 3. Для достижения поставленных целей разработаны технические устройства для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов, теоретически обоснованы, экспериментально исследованы технологии по совершенствованию конструкции забоя и методы селективной изоляции водонасыщенных пластов в скважинах. Использованы методы изготовления щелей в скважине с конструкцией забоя открытого типа и формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором. Изложены технологии очистки приствольной и призабойной зон при освоении и ремонте, а также описаны устройства и установки для воздействия на удаленные зоны продуктивного пласта.

Под термином «формирование открытого забоя» подразумевается создание таких технологий заканчивания скважин, которые совмещали бы в себе поэтапное углубление ствола скважины в проектном горизонте с одновременной гидроизоляцией водоносных пластов, упрочнением неустойчивых интервалов пород и сохранением фильтрационно-емкостных свойств нефтегазонасыщенных пропластков.

Технология формирования открытого забоя совмещает процессы разрушения горных пород и углубления забоя скважин с кольматацией проницаемых стенок ствола различными способами и создания в проницаемых пластах кольматационных экранов различного функционального назначения.

Технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений предназначена для долговременной изоляции проницаемых пластов. Селективная гидромониторная изоляция приствольной зоны проницаемых пластов упрощает производство многоцикловых операций, повышает безопасность их проведения, минимизирует материальные затраты и время, не снижая эффективности изоляционных работ. Формируемый по этой технологии гидроизолирующий экран цементированием проницаемых пород приствольной зоны отличается высокими характеристиками герметичности и прочности. Зацементированный экран не нарушается при действии депрессий 7…10 МПа и при создании репрессий, равных градиенту горного давления. Достижение таких показателей гидроизоляции интервалов проницаемых пород протяженностью до 12…15 м существенно повышает герметичность их разобщения в необсаженном стволе и зацементированном кольцевом пространстве обсадной колонны независимо от толщины изолирующих перемычек и перепада давления между ними.

Технология глубоких и малых проникновений в процессе формирования конструкции фильтра и забоя скважины связана с долговременной изоляцией водонасыщенных пластов - потенциальных обводнителей добываемой продукции. Применение схемы основано на производстве комплекса технологических операций, таких как дренирование призабойной зоны водонасыщенных пластов вызовом кратковременного притока пластовой жидкости расчетного объема; оценка приемистости изолируемого объекта для обоснования метода и технологических параметров процесса изоляции; дренирование приствольной зоны проницаемых пород гидромониторными струями моющих жидкостей; изоляция водоносного пласта нагнетанием тампонажных растворов, а приствольной зоны - гидромониторными струями.

Технология установки гидроизолирующих экранов в водонасыщенных пластах наиболее перспективна при формировании водоизолирующих экранов в необсаженном стволе в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений. Как показывает опыт, основным преимуществом является исключение влияния перетока пластовых флюидов на технологию исследовательских и изоляционных работ в системе «скважина - пласт», а также возможность гидромеханического воздействия на поверхность фильтрации обрабатываемого пласта. Это позволяет создать необходимые гидравлические условия для определения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Техническое устройство для осуществления процесса кольматации проницаемых пластов

Особенностью любой технологии строительства открытого забоя является обязательное применение щадящей кольматации для сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов. На базе теоретического обоснования эффективности и целесообразности применения технологии искусственной кольматации приствольного участка проницаемых пластов школами профессоров Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В.Н. и других было установлено, что для снижения фильтрационных процессов между скважиной и пластом эффективно использовать метод искусственной кольматации и во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины фильтрационной корки. И, конечно, было бы ошибочным полагать, что на толщину фильтрационной корки влияют только показатели фильтрации бурового раствора. Анализируя известную формулу, связывающую объем фильтрата с показателями качества бурового раствора, убеждаемся, что с приближением концентрации твердых частиц в буровом растворе к концентрации твердых частиц в корке толщина фильтрационной корки при прочих равных условиях уменьшается, так как с выравниванием концентраций твердых частиц в корке и буровом растворе скорость фильтрации стремится к нулю:

, (11)

где Vф - объем фильтрата; А - площадь фильтра; kпр - проницаемость фильтрационной корки; Ск - объемная доля твердых частиц в корке; Ср - объемная доля твердых частиц в буровом растворе; Р - перепад давления на фильтре; t - время фильтрации; - вязкость фильтрата.

Как видно из приведенной формулы, толщина фильтрационной корки существенно зависит от дифференциального давления в скважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора. Для того чтобы уменьшить толщину фильтрационной корки, необходимо в первую очередь снизить дифференциальное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление на забое равно нулю, фильтрационная корка на забое не образуется.

Исходя из этого нами была разработана на базе гидроэлеватора НГ-3 конструкция гидроэлеватора со встроенным кольмататором, получившего название гидроэлеватор НГ-3К (рисунок 3).



1 - корпус гидроэлеватора; 2 - юбка гидроэлеватора; 3 - диффузор; 4 - насадка; 5 - корпус гидроузла; 6 - кольмататор; 7 - корпус гидрокольмататора; 8 - канавка гидрозатвора

Рисунок 3 - Гидроэлеватор НГ-3К со струйно-волновым кольмататором

Как уже говорилось выше, основным препятствием для повсеместного внедрения наддолотного устройства НГ-3, использующего эффект создания пониженного дифференциального давления в зоне работы долота со встроенными в него струйными насосами, является отсутствие надежных отсекающих устройств полостей над и под долотом.

Мы решили эту проблему путем размещения в юбке гидроэлеватора струйно-волнового кольмататора, который, используя эффект гидрозатвора, благодаря канавке вокруг юбки гидроэлеватора создает условия для снижения дифференциального давления в зоне работы долота; для кольматации проницаемых пород в процессе их первичного вскрытия путем создания в затопленной струе жидкости, направленной на стенку скважины, импульсов давления (эффект кавитации); для очистки призабойной зоны скважины. Совмещение гидроэлеватора с кольмататором позволило решить проблему первичного вскрытия продуктивных горизонтов без нарушения их естественных фильтрационно-емкостных свойств.

Промысловые испытания показали эффективность и целесообразность применения этого устройства (НГ-3К) при вскрытии продуктивных горизонтов. Сопоставление результатов испытания наддолотного гидроэлеватора НГ-3К на скважинах Восточно-Сургутского месторождения с результатами бурения скважин в идентичных условиях и в сопоставимых интервалах показало увеличение проходки на долото на 23,35 %; увеличение механической скорости бурения на 34 %; толщины глинистой корки от 0 до 1…4 мм, в то время как интерпретация кавернометрии соседних скважин показывает в этих же интервалах 15…20 мм. Кроме повышения показателей работы долот к достоинствам данной конструкции гидроэлеватора следует отнести способность стабилизировать наклонно направленный ствол, простоту и легкость изготовления, технологичность применения и высокую износостойкость.

Нами разработан новый тип струйно-волнового кольмататора, первые промысловые испытания которого на Бованенковском месторождении показали его технологичность и эффективность. Оформляется технико-технологическая и патентная документация.

В работе большое внимание уделено технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах с использованием гидрофобных буровых растворов с глубокой необратимой кольматацией встречающихся водоносных горизонтов. Использование малоглинистого гидрофобного бурового раствора с содержанием в твердой фазе кислоторастворимых композиций возможно в сочетании со струйной или струйно-волновой кольматацией стенок скважины разработанными устройствами.

Для реализации волновых эффектов большое значение имеет геометрическая форма забоя нагнетательной либо эксплуатационной скважины. В этой связи особое внимание необходимо уделять созданию фильтровой части забоя скважины без эксплуатационной колонны, т.е. открытого забоя либо с вертикальными щелями, либо с глубокими перфорационными каналами, которые обеспечат применение необходимых видов виброволнового воздействия на матрицу пласта или на насыщенную среду. Для решения задачи направленного воздействия волновой энергии на заданные зоны пласта необходимо сделать следующий шаг в конструировании открытого забоя заранее заданной формы. С этой целью разрабатывается компьютерная программа управления затопленной струей жидкости, позволяющая реализовать такие технологии.

Метод изготовления щелей в скважине. Изготовление щелевых каналов производится с помощью гидропескоструйных перфораторов. Это так называемый метод щелевой разгрузки открытого забоя, или сокращенно метод щелевой разгрузки. Для выбора режимно-технологических параметров разрушения горных пород струей жидкости (далее РГПЖ) изучены основные закономерности действия струи на преграду и механизм разрушения, который позволил разработать методику создания щелей в отдельном забое.

Для проведения технологии первичного вскрытия продуктивных горизонтов способом «открытый забой» с последующим увеличением поверхности фильтрации с помощью изготовления вертикальных горных выработок в виде щелей в открытом стволе необходимо провести следующие операции:

1) бурение основного ствола под эксплуатационную колонну;

2) спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование;

3) вскрытие бурением продуктивного пласта на всю его толщину (до проектного забоя);

4) подготовку и спуск оборудования для гидропескоструйной перфорации;

5) производство вертикальных щелей по всему интервалу пилотного ствола с расчетом, что глубина горной выработки должна превышать в 5…7 раз диаметр скважины в сторону пласта. В качестве рабочей жидкости применяется абразивная жидкость с содержанием твердой фазы (кварцевого песка) 5…20 %, размер фракции 0,5…1,0 мм.

Для создания щели (трещины) используется энергия затопленной струи абразивной жидкости, истекающей из насадок перфоратора.

Результаты освоения опытной скважины показали, что в динамическом режиме работы скважины удельный дебит увеличился в 1,6 раза по сравнению с удельным дебитом зацементированной проперфорированной скважины (таблица 3). Дебит скважины можно повышать, изменяя проницаемость пласта, геометрические размеры продуктивной части скважины (rC, RK, h), забойное давление; увеличивая или уменьшая депрессию, пластовое давление при помощи нагнетательных скважин; изменяя физико-химические свойства пластового флюида различными способами.

Таблица 3 - Результаты исследований

Время исследования, мин	Диаметр шайбы, мм	Давление на забое, МПа	Депрессия, МПа	Дебит, тыс. м3/сут	Теоретический дебит разгруженной скважины, тыс. м3/сут
240	11,0	28,2	4,82	325	504
240	13,0	26,3	6,74	391	607
240	15,2	25,1	7,94	480	744
240	17,3	23,8	9,22	544	843
240	18,8	22,7	10,29	568	880

Метод формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором. Для изготовления глубоких каналов по пласту применяется сверлящий скважинный перфоратор. Большинство используемых в промысловой практике перфораторов различного принципа действия отличает один общий недостаток - ограниченная протяженность формируемых в стенках скважины фильтрационных каналов. По существу, широко применяемая при вторичном вскрытии нефтегазонасыщенных пластов перфорационная техника предназначена для восстановления нарушенной при заканчивании скважин гидравлической связи нефтегазонасыщенных пластов со стволом скважины. По нашему мнению, более перспективно создание перфорационной техники и технологии, позволяющей формировать конструкцию фильтра с каналами, протяженность которых достаточна для более полного охвата ПЗП и существенной интенсификации притока нефти и газа к забою скважины. Рассмотрены теоретические предпосылки предлагаемой концепции, оценены прирост дебита добывающих скважин при формировании системы протяженных (до 3 м) каналов фильтрации и влияние на него геометрических параметров каналов. Схема конфигурации каналов в скважине приведена на рисунке 4.

l глубина канала;

d его поперечный размер;

характеристика звездообразной конфигурации каналов

Рисунок 4 - Возможная конфигурация 8 крестообразно сформированных каналов фильтрации и их основные геометрические размеры

Результаты свидетельствуют о том, что при незначительной вертикальной проводимости пласта прирост дебита не превышает нескольких процентов, а при бесконечной вертикальной проводимости растет на 50…100 %. При обеих оценках с ростом глубины каналов растет прирост дебита скважины. Поперечные размеры каналов в силу их идеальности практически не влияют на прирост дебита скважины. Увеличение количества крестообразных каналов по мощности пласта при отсутствии сдвига их относительно друг друга () также влияет на прирост дебита незначительно. 3аметный прирост дебита при увеличении числа крестообразных каналов достигается лишь при наличии сдвига этих систем относительно друг друга. В этом случае достигается 3,5-кратное увеличение притока, что уже сопоставимо с результатами применения гидроразрыва пласта. В работе подробно описано устройство и изложены принципы работы перфоратора. Технико-экономическое преимущество устройства заключается в возможности получения каналов фильтрации максимальной глубины, что также позволяет осуществить волновое воздействие на удаленные зоны и пласт в целом.

Разработанные устройство и технология вторичного вскрытия продуктивных пластов прошли успешные стендовые и промысловые испытания.

Используя элементы теории системного подхода к повышению углеводородоотдачи пластов при эксплуатации месторождений сложнопостроенных залежей, нами разработаны и усовершенствованы комплексные технологии с многофакторным воздействием на призабойную зону пласта.

1. Технология освоения скважин и очистки призабойной зоны пласта при его освоении или после ремонта путем создания в зоне продуктивного пласта нелинейных волновых колебаний в резонансном режиме с собственными колебаниями пласта, обсадной колонны и заполняющей жидкости. При этом происходят достаточно мощные колебания каркаса коллектора, находящейся в нем жидкости, в т.ч. и загрязняющих веществ, которые частично или полностью заблокировали каналы, обеспечивающие продвижение жидкости к забою скважины.

Создание волновых процессов осуществляется генератором, а вызов притока из пласта происходит вследствие создания вакуума в центральной части закрученных до больших скоростей потоков жидкости, прошедших через генератор, в области выхода их в расширяющуюся часть генератора и входа их в окна для движения по межтрубному пространству на поверхность.

На рисунке 5 приведен общий вид устройства.

1 насосно-компрессорные трубы; 2 наголовник генератора; 3 генератор колебаний; 4 входной клапан; 5 канал напорный привода манжеты; 6 выкидные окна; 7 манжета резиновая; 8 башмак генератора; 9 контргайка; 11 труба приемная

Рисунок 5 - Вибрационно-вакуумный очиститель зоны продуктивного пласта

Работа устройства заключается в следующем. Жидкость с поверхности насосами подводится к устройству по трубе 1, входит в цилиндрическую часть устройства по касательной через входной канал 4, закручивается и через окна выбрасывается в область пониженных давлений, соединяющую устройство с поверхностью. Создавшееся в центральной части закрученных потоков разряжение через трубку 11 соединяется с областью пласта, расположенную ниже устройства, что вызывает приток жидкости из пласта. Чтобы уменьшить поступление жидкости из затрубья, над устройством предусмотрены специальные прямоугольные резиновые манжеты 7, вставленные в канавки, соединенные сверлениями с полостью выхода потока в затрубное пространство, т.е. с полостью повышенного давления. Этим давлением манжеты частично выдвигаются из каналов, прижимаются к обсадной трубе и герметизируют полость повышенного давления над устройством от полости пониженного давления под устройством. Размеры канала и, соответственно, манжет должны быть такими, чтобы не произошло их полного выдавливания. Приемная труба 11 крепится к нижней части устройства и фиксируется контргайкой 9.

В связи с тем, что диаметр устройства всего на 2…3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, желательно перед спуском устройства в скважину прошаблонировать ее шаблоном соответствующего размера и подготовить ствол (колонну) спуском райбера или бокового фрезера, что только улучшит конечный результат проведения очистки призабойной зоны пласта.

Использование устройства позволяет в процессе обработки обеспечить быструю и полную транспортировку загрязняющих веществ, создает условия вакуума в призабойной зоне пласта, что приводит пласт в работу.

2. Технология очистки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Областью применения технологии являются скважины, эксплуатирующие месторождения (залежи), представленные слоисто-неоднородными пластами с минимальным значением проницаемости отдельных пропластков (Кmin = 0,01Д). Скважины, планируемые под обработку ГДГВ, должны иметь качественное цементное кольцо в зоне перфорации и герметичную обсадную колонну. В добывающих скважинах водоносный горизонт должен быть отделен непроницаемыми пропластками толщиной, по крайней мере, 2…3 м. Обводненность продукции не должна превышать 95 %. Под обработку планируются добывающие скважины, снизившие свою производительность в результате засорения ПЗП, либо скважины с закольматированными пропластками после бурения, а также нагнетательные скважины, снизившие свою приемистость в процессе закачки. Обработка ПЗП в добывающих скважинах производится прокачкой через ГДГВ нефти (либо 0,2…0,5 %-ного водного раствора неонола), в нагнетательных - прокачкой воды. Добывающие скважины обрабатываются при циркуляционной промывке, нагнетательные - как при циркуляционной промывке, так и при закачке воды в пласт от системы ППД. Добывающие скважины обрабатываются только ГДГВ несъемной конструкции, нагнетательные могут обрабатываться как съемными, так и несъемными конструкциями ГДГВ. Скважины с интервалом перфорации более 8 м обрабатываются при циркуляционной промывке в несколько приемов путем перемещения ГДГВ в интервале перфорации.

На рисунке 6 для примера приведена схема обвязки наземного оборудования при обработке без перемещения ГДГВ. Обработка ПЗП добывающих и нагнетательных скважин производится ГДГВ, тип которого определяется в зависимости от величины проницаемости обрабатываемого пласта, глубины диапазона перфорации и от используемого насосного агрегата. При глубине установки ГДГВ 2000…2500 м давление нагнетания жидкости на устье скважины должно быть в пределах 16,5…18,5 МПа при расходе около 250…300 л/мин.



1 - волновой генератор; 2 - продуктивный пласт; 3 - подвеска НКТ; 4 - насосные агрегаты; 5 - обратный клапан; 6 - технологическая емкость; 7 - желобная система; 8 - автоцистерна для завоза-вывоза технологической жидкости

Рисунок 6 - Схема обвязки наземного оборудования при обработке без перемещения ГДГВ

Принцип работы ГДГВ основан на создании мощных волн давления с заданными амплитудой и частотой за счет колебаний кавитационной каверны во внутренней камере ГДГВ, которая заканчивается диффузором.

Конструкция съемного ГДГВ состоит из двух частей: собственного генератора колебаний, который спускают и поднимают по НКТ, и посадочного гнезда (седла), устанавливаемого постоянно на муфте НКТ напротив продуктивного пласта. Герметизация сборки осуществляется с помощью уплотнительных манжет.

Частоту колебаний ГДГВ определяют по формуле

, (12)



где - частота колебаний; - плотность жидкости; rk - радиус кавитационной каверны; h - длина кавитационной каверны; Pго - давление растворенного в жидкости газа; Рv - давление насыщенных паров жидкости; n - показатель политропы; g - ускорение свободного падения; H - глубина установки ГДГВ; - коэффициент гидропотерь в ГДГВ; - скорость жидкости во входных отверстиях ГДГВ. Основная частота колебаний изменяется от 5 до 25 кГц, амплитуда колебаний от 0,01 до 0,15 МПа.

О положительных результатах применения данной технологии свидетельствуют результаты промышленных испытаний с целью интенсификации кислотной обработки на добывающих скважинах Лозолюкско-Зуринского месторождения, расположенного в Удмуртской Республике. На скважинах №№ 390, 1044, 1045, 1064, 1252 средний прирост добычи составил 0,7 т/сут при продолжительности эффекта 94 сут. Волновое воздействие на нагнетательных скважинах №№ 627, 628, 630, 1070, 1170 также дало положительный результат, и приемистость выросла в среднем по скважинам в два раза.

Волновое воздействие на нагнетательных скважинах №№ 76, 218 Абино-Украинского месторождения, расположенного в Краснодарском крае, также дало положительный результат, и приемистость выросла в среднем по скважинам в 2,16 раза.

3. Технология волнового воздействия на участки пласта большой площади. Наряду с обработкой призабойных зон пластов волновая технология также дает возможность оказывать воздействие на месторождение в целом. Для этого необходимо обеспечить выделение волновой энергии и ее поглощение нефтенасыщенным пластом. Соответствующие расчеты были проведены. Рассматривался круговой слой конечной толщины насыщенной жидкостью пористой среды, в центре которого располагался источник волн. Было установлено, что в зависимости от частоты поглощение энергии пластом изменяется. К тому же, для каждой толщины слоя существует частота, на которой поглощение энергии максимально. Эта частота зависит также от характеристик пористой среды и жидкости, ее насыщающей. Таким образом, зная реальные характеристики горных пород, типичных для данного месторождения, а также толщины нефтенасыщенных слоев, можно расчетным путем определить необходимые частоты волновых воздействий.

Перспективной является волновая обработка целых участков месторождения, занимающих площади до нескольких квадратных километров. Генератор устанавливается в одной из скважин выбранного участка месторождения, а воздействие осуществляется на окружающие скважины. Суть этого эффекта определяется параметрами волнового воздействия. Ключевым моментом такого рода волновых обработок являются выбор излучающей скважины, теоретический расчет параметров волнового воздействия (частоты, амплитуды, глубины установки генератора), которые должны быть резонансными. Описанная выше теория введения в резонанс нефтяных пластов позволяет рассчитать оптимальные значения этих характеристик для любого месторождения.

Для проведения площадных обработок предложено устройство, принцип действия которого основан на многократных падениях столбов жидкости и их ударах о дно скважины. Конструкция устройства предусматривает элементы традиционных штанговых насосов, используемых со станками-качалками.

При использовании устройства следует выбирать скважину, вокруг которой нет (по геологическим данным) препятствия для распространения волн по пласту. Опускать устройство предположительно лучше на уровень перфораций, но возможно и до забоя скважины. При этом высота столба жидкости в затрубном пространстве над устройством должна быть не меньше 500 м. Однако следует учитывать существующие ограничения на допустимую длину штанговой колонны и мощность станка-качалки с учетом дополнительной нагрузки.

Технология площадного волнового воздействия показала положительный результат при проведении промышленных испытаний на скважине № 314 Абино-Украинского месторождения. С целью увеличения производительности скважин-«соседок», работающих в миоценовых отложениях, на скважине № 314 произведено площадное волновое воздействие («накачка» энергии в нефтенасыщенный пласт). По результатам добычи в скважине-«соседке» № 82 до применения волнового воздействия и в период воздействия выявлено увеличение добычи нефти в 1,27 раза.

Эта технология основана на эффектах создания градиентов, превышающих в 10 и даже 100 раз градиенты вытеснения при площадном заводнении. Используется для площадной обработки залежей УВ, а также для включения в разработку экранированных заблокированных зон.



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Показано, что с целью интенсификации текущей добычи УВ и увеличения конечной нефтегазоотдачи пластов необходимо, кроме управления гидродинамическими процессами в системе «скважина пласт», направленно использовать геодинамические процессы, в частности способность массива горной породы реагировать на дополнительные силовые нагрузки любого типа, например определенным образом воспринимать накачку в пласт волновой энергии для вытеснения жидких УВ из заблокированных зон в сформированные дренажные каналы продуктивных пластов.

На основании обобщения большого промыслового материала и с учётом собственных разработок доказано, что заканчивать скважины способом «открытый забой» не только необходимо, но и возможно при соблюдении определенных условий, связанных с герметизацией башмака обсадной колонны, спускаемой в кровлю продуктивных горизонтов, с глубокой и долговременной изоляцией встречающихся водоносных пропластков, что позволяет решать следующие задачи:

контролировать прямыми методами возможные перетоки между пластами;

контролировать выработку запасов и обводненность скважинной продукции;

осуществлять адресную обработку (с помощью пакерных технологий) любого пропластка с целью выравнивания профиля притока или нагнетания, различного рода химобработки и т.п.;

обеспечивать максимально возможные притоки УВ к забою скважины;

достигать наибольшего эффекта при передаче волновой энергии по конкретному пласту с целью включения в разработку застойных и заблокированных зон.

Получила дальнейшее развитие теория нелинейных колебаний многофазных сред в пористой среде в части практического внедрения в процессах бурения основного ствола, вскрытия и разобщения пластов продуктивной толщи, освоения и волнового воздействия на приствольную и удаленную зоны добывающих и нагнетательных скважин.

Усовершенствованы волновые технологии, основанные на эффектах теории нелинейных колебаний, такие как:

технология управляемой струйно-волновой кольматации, основанная на использовании эффекта группирования разноплотностных частиц и увеличения их проникающей способности в капиллярные каналы в волновом поле;

технологии освоения, очистки приствольной и призабойной зон при текущем и капитальном ремонтах скважин, основанная на использовании гидродинамических генераторов III поколения с поличастотной волновой характеристикой и одновременным формированием в основной зоне генератора разряжения для втягивания твердых частиц из зоны загрязнения (продуктов очистки);

технология площадной обработки залежей УВ, основанная на эффектах создания градиентов, превышающих в 10 и даже 100 раз градиенты вытеснения при площадном заводнении. Технология предусматривает использование низкочастотных генераторов с приводом от станка-качалки.

В результате теоретического обоснования механизма образования заблокированных участков месторождения и практического подтверждения фактов их формирования (например Ромашкинское месторождение в Татарстане) выработана стратегия вовлечения в разработку таких участков накачкой волновой энергии в конкретный пласт или созданием больших градиентов в блокирующей зоне, направленных против основных гидродинамических потоков в пласте.

Для этого случая предлагается технология, согласно которой:

- низкочастотный генератор размещается в центре заблокированного участка;

- генераторы с поличастотной характеристикой размещаются в скважинах, находящихся близ закольматированной блокирующей зоны;

- производится одновременная площадная обработка всего пласта и призабойной зоны скважин, находящихся в блокирующей зоне, с резонансной частотой для скелета породы пласта и вмещающейся в нем жидкости.

Для формирования открытого забоя разработаны следующие технологии:

технология кольматации проницаемых пластов с применением гидроэлеватора со встроенным кольмататором НГ-3К;

технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах с глубокой необратимой кольматацией встречающихся водоносных горизонтов.

7. Для обеспечения герметичности башмака обсадной колонны и герметизации заколонного пространства прошла промышленную апробацию технология обработки тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в период превращения тампонажного раствора в камень.

8. Разработан комплекс технологий для формирования открытого забоя, обеспечивающего наилучшие условия передачи волновой энергии:

- технология изготовления щелей в скважине;

- технология формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором.



ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ НАУЧНЫХ ТРУДАХ

Статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ

1. Кузнецов Ю.С., Кузнецов Р.Ю., Кочетков Л.М., Матюшин П.Н. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузке забоя // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. № 5. - С. 58-63.

2. Клещенко И.И., Кузнецов Р.Ю., Сухачев Ю.В. Способ управления водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации // Известия вузов. Нефть и газ. - 1998. № 6. - С. 21-26.

3. Сухачев Ю.В., Кузнецов Р.Ю., Штоль В.Ф. Новый подход к испытанию скважин в открытом стволе с помощью пластоиспытателя // Известия вузов. Нефть и газ. - 1999. № 1. - С. 47-49.

4. Маслов В.В., Кузнецов Р.Ю. Кавитационное диспергирование дисперсной фазы буровых растворов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. № 6. - С. 42-45.

5. Доронин А.А., Кузнецов Р.Ю., Игнатьев В.Н. Особенности технологии первичного вскрытия пластов в условиях агрессии H2S и CO2 // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». 2008. № 07-08. С. 15-19.

6. Сехниашвили В.А., Кузнецов Р.Ю., Гресько Р.П., Мацук С.Н., Исмагилов И.З., Туршиев А.П. Оценка возможности строительства эксплуатационных скважин с береговой зоны под акватории Тазовской и Обской губ // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». 2008. № 07-08. С. 36-38.

7. Ганиев С.Р., Кузнецов Р.Ю. Теоретическое исследование механизма возбуждения акустических колебаний в вихревом кавитационном генераторе // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2009. Вып. 4 (78). С. 12-17.

8. Долгушин В.А., Кузнецов Р.Ю., Резяпов Р.И. К вопросу влияния дифференциального давления на величину и скорость проходки при бурении скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2010. Вып. 1 (79). С. 11-14.

9. Кузнецов Р.Ю., Маслов В.В., Скворцов Ю.П., Султанов Д.Р. Технология вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов с низким пластовым давлением без нарушения их фильтрационно-емкостных свойств // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». 2009. № 04. С. 26-27.

10. Гагарин М.Н., Кузнецов Р.Ю., Грабовский А.В., Юшков А.Ю. Шахтно-скважинный способ добычи нефти и газа из месторождений в акваториях // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». 2009. № 04. С. 38-39.

11. Фокин В.В., Поляков В.Н., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. Методика и расчет технологических параметров при поглощениях и проявлениях // НТЖ «Бурение и нефть». 2009. № 9.

12. Фокин В.В., Поляков В.Н., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. Промысловый опыт борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Восточной Сибири // Электронный НЖ «Нефтегазовое дело». 2009. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Fokin/Fokin_l.pdf.

13. Долгушин В.А., Кузнецов Р.Ю. Изоляция водонасыщенных пластов методами гидрофобизации проницаемой среды при бурении и эксплуатации скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2010. Вып. 1 (79). С. 5-10.

14. Игнатьев А.В., Игнатьев В.Н., Кузнецов Р.Ю., Кузнецов Ю.С., Скворцов Ю.П. Волновой очиститель зоны продуктивного пласта // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». 2010. № 5. С. 46-47.

15. Игнатьев А.В., Кузнецов Р.Ю., Украинский Л.Е. Теоретические аспекты использования явления группирования частиц в волновом поле для кольматации пористых сред // Электронный НЖ «Нефтегазовое дело». 2010. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Ignatiev/Ignatiev_l.pdf.

16. Игнатьев А.В., Кузнецов Р.Ю., Украинский Л.Е. Ускорение течения жидкости в капиллярах и пористых средах при воздействии волновым полем // Газовая промышленность. 2010. № 9.

Другие публикации

17. Аржанов А.Ф., Кузнецов Р.Ю. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств пластов при заканчивании скважин. Тюмень: Вектор-Бук, 2001. - 144 с.

18. Аржанов А.Ф., Кузнецов Р.Ю. Строительство скважин многофункционального назначения. Тюмень: Вектор-Бук, 2004. - 250 с.

19. Никифоров В.Н., Кочетков Л.М., Кузнецов Р.Ю., Ишкаев Р.К. Технологии, направленные на увеличение поверхности фильтрации при подземном ремонте скважин // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона. Сб. тез. научн.-практ. конф. Тюмень, 1997. С. 1-2.

20. Кузнецов Р.Ю. К механизму разрушения горных пород струей жидкости // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Матер. Всеросс. научн.-техн. конф. Тюмень, 1998. С. 44.

21. Кузнецов Ю.С., Кузнецов Р.Ю. Новый способ заканчивания скважин // Новые технологии - нефтегазовому региону. Тез. докл. XVII научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной

22. 35-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 1998. С. 84.

23. Ржевская Е.Л., Баймурзина Т.А., Кузнецов Р.Ю., Аржанов А.Ф., Игнатьев В.Н., Сонин В.Н. К вопросу о твердении тампонажных растворов на минеральной основе в условиях непроницаемого межколонного пространства // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России. Сб. тез. Междунар. научн.-техн. конф. Тюмень, 1999. С. 30-31.

24. Сергеев С.А., Кузнецов Р.Ю., Бочарников В.Ф., Тингаев И.Я. Усовершенствование конструкции гидроэлеватора для бурения скважин // Там же. 31-32.

25. Никифоров В.Н., Кучеров С.В., Сергеев С.А., Кузнецов Р.Ю., Игнатьев М.Н., Баймурзина Т.А. Особенности вскрытия и подготовки объекта под закачку многотоннажных отходов производств // Там же. С. 87.

...