Технологические проблемы строительства глубоких скважин и методы их системного решения

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

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

Примечание к табл. 2: Объем выборки по 355 скважинам и 546 изоляционным операциям. Подача насоса при опрессовках Q_н=(20 - 23)·10^-3 м³/с. Значения критериев:

К_ус=Уn_у/n_об,

где n_у - количество поглощений изолированных одной операцией;

n_об - общее количество проведенных изоляционных операций;

К_см=V_пл/V_об,

где V_пл - объем смеси в зоне поглощения, V_об - 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

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

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

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

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.

Основные 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.

геологический бурение скважина гидравлический

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.

Размещено на Allbest.ru