Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле  

УДК 622.24

На правах рукописи

Кузнецов Роман Юрьевич

Строительство и эксплуатация нефтяных

и газовых скважин открытым забоем

с использованием волновых технологий

(проблемы, теоретические решения, промысловый опыт)

Специальности:

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени

доктора технических наук

Уфа - 2010

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью
Тюменский государственный научно-исследовательский и проектный
институт природных газов (ООО ТюменНИИгипрогаз) и Научном
центре нелинейной волновой механики и технологии Российской академии наук (Н - НВМТ РАН)

Научный консультант	- академик РАН, доктор технических наук, профессор Ганиев Ривнер Фазылович
Официальные оппоненты:	- доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич
	- доктор технических наук, профессор Хафизов Айрат Римович
	- доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович
Ведущая организация	- Тюменское отделение СургутНИПИнефть, г. Тюмень

Защита диссертации состоится л___________2010 года в ___часов
на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП Институт проблем транспорта энергоресурсов (ГУП ИПТЭР) по адресу: 450055,
г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП ИПТЭР.

Автореферат разослан л______________2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук                                        Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап становления рыночных отношений предполагает коренную перестройку всего топливно-энергетического комплекса России и перевод его на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

Значительная доля материальных затрат при разработке месторождений углеводородов (УВ) приходится на комплекс работ, связанных со строительством и эксплуатацией добывающих и технологических скважин.

К сожалению, необходимо констатировать, что последние годы характеризуются снижением качественных и технико-экономических показателей работ на фоне закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого-технических условий бурения, связанного с увеличением глубин, объёмов наклонно направленного и горизонтального бурения, переходом многих нефтегазовых месторождений на позднюю и завершающую стадии разработки, а также повсеместным применением на практике репрессионного способа бурения.

К существенной осложненности геолого-технических условий бурения приводят и снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах, дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождения, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения многопластовой залежи. Действие отмеченных факторов интенсифицирует процессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Решающее влияние на техническое состояние ствола и гидродинамическое поведение скважины в этих условиях оказывают нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействий технологических жидкостей (промывочных и тампонажных растворов) с комплексом вскрытых бурением горных пород, приствольная и призабойная зоны которых характеризуются различными литологическими и физико-химическими параметрами.

Следствием этих взаимодействий становятся большинство встречаемых на практике осложнений (поглощения промывочных жидкостей и тампонажных растворов, нефтегазоводопроявления, межпластовые перетоки, кавернообразования, геомеханические нарушения (обвалы стенок скважины и сужение ствола), мини- и макрогидроразрывы горных пород и необратимые изменения фильтрационных свойств продуктивных пластов). Однако наиболее распространённым осложнением является поглощение буровых и тампонажных растворов, так называемая лестественная фильтрация. Потери, по разным оценкам, на месторождениях Заполярья составляют до тысячи кубических метров на три тысячи метров проходки.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствуют возросшим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых условий разработки месторождений на поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичность ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти. Результативность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия, составляет в среднем 12Е20 % и не превышает 50 %.

Для решения этих проблем необходимо тщательно изучить гидродинамические и геологические условия проводки скважин, знать технологии обеспечения герметичности крепи и, что самое важное, научиться формировать гидродинамически совершенный открытый забой в различных геолого-технических условиях строительства скважин различного назначения. Естественно, очень важным является предупреждение отрицательного воздействия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин.

Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым забоем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание технологов как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюидоперетоков между разнонапорными пластами и отсутствии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдерживало развитие и внедрение подобных способов.

Для реализации перспективной технологии формирования открытого забоя многопластовых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо:

- сформулировать требования к фильтру скважины в различных геолого-технических условиях;

- выявить причину и основные факторы некачественного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов;

- решить проблему обеспечения герметичности заколонного пространства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы скважины несмотря на сложность борьбы с так называемым зависанием цементного раствора за колонной в период превращения его в камень, контракционными, суффозионными и другими процессами, происходящими в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);

- разработать комплекс технологий долговременной изоляции разнонапорных пластов, включающий дренирование приствольной зоны с последующей изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирование высокопроницаемых водонасыщенных пластов продуктивной толщи;

- предусмотреть технологии восстановления коллекторских характеристик пласта, например, за счет увеличения поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зоны пласта.

Адресная подача волновой энергии группе продуктивных пластов хорошо коррелируется с позицией флюидодинамической модели углеводородного резервуара с учётом блоковой динамики осадочного чехла и фундамента.

На решение указанных проблем, направленных на обеспечение первичного вскрытия продуктивной толщи с максимально возможным сохранением естественных фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов многопластовой залежи, их надёжного разобщения и герметизации заколонного пространства с целью долговременной безводной эксплуатации добывающей скважины, а также обеспечения возможности доставки волновой энергии в удалённые зоны пласта для более полного извлечения углеводородов, и нацелено настоящее диссертационное исследование.

Цель работы - повышение углеводородоотдачи пластов при эксплуатации месторождений сложнопостроенных залежей строительством скважин с открытым забоем с использованием в процессах добычи углеводородов волновых эффектов теории нелинейных колебаний.

Основные задачи работы

1. Анализ проблем повышения текущей и конечной углеводородоотдачи с учетом геодинамических и гидродинамических процессов в системе скважина - пласт - месторождение.
2. Обоснование необходимости обязательных требований и технической возможности заканчивания скважины способом лоткрытый забой как одним из главных путей повышения текущей углеводородоотдачи пластов.
3. Теоретическое обоснование применения волновой технологии в основных процессах строительства и эксплуатации скважин.
4. Формирование и реализация комплекса технологий по предупреждению осложнений и аварий при бурении скважин и созданию герметичного заколонного пространства (необходимые условия для скважин с открытым забоем).
5. Изучение механизма экранирования остаточных запасов углеводородов и влияния на эти процессы геодинамических явлений с учетом блокового строения земной коры (теоретические аспекты проблемы).
6. Разработка и усовершенствование технологий волнового воздействия генераторами III-его поколения на призабойную зоны пласта и на заблокированные зоны.
7. Разработка технической и проектной документации для промысловой оценки эффективности разработанных технологий.

Научная новизна

1. На основе современных представлений о блоковой динамике осадочного чехла и фундамента с учетом термодинамики флюидных потоков сделан научно обоснованный вывод об особенностях естественного состояния сред с дискретной структурой, которые в совокупности определяют способность массива горной породы реагировать на дополнительные силовые нагрузки любого типа.
2. Теоретически доказана и экспериментально подтверждена возможность создания градиентов (в разы больших, чем при заводнении) при вытеснении жидких углеводородов из низкопроницаемых коллекторов в дренажные каналы продуктивного пласта при наложении на него волнового поля расчетных параметров.
3. На основе эффекта группирования твердых частиц в потоке бурового раствора объяснен механизм струйно-волновой кольматации неустойчивых пород без их эрозионного размыва созданием кольматационного экрана с регулируемыми параметрами (прочностью, проницаемостью).
4. Научно обоснованы методика предупреждения и борьбы с осложнениями в процессе бурения и требования к качеству разобщения многопластовых залежей с целью обеспечения герметичности заколонного пространства скважин различного назначения.
5. Разработаны теоретические основы площадной обработки волновым полем заблокированных зон продуктивного пласта на расстояниях до 1000 метров от скважины и более с целью их разблокирования и включения в разработку.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработанные методика и критерии формирования скважин с открытым забоем многопластовых залежей позволяют решить следующие технологические задачи:
• обеспечить максимально возможный приток углеводородов к забою скважины;
• создать в процессе первичного вскрытия многопластовых залежей долговременные непроницаемые кольматационные экраны против водоносных горизонтов;
• создать наиболее благоприятные условия для передачи волновой энергии в продуктивные пласты с целью воздействия на призабойную, удаленную и заблокированную зоны;
• обеспечить комфортные условия для выполнения различных операций, связанных с разработкой месторождений (выравнивание фронта заводнения, закачка вытесняющего агента, химическая обработка пласта и др.).
2. Разработаны и усовершенствованы комплексы технологий, обеспечивающие строительство скважин и их эксплуатацию в запроектированном режиме:

• комплекс технологий на этапе бурения и заканчивания скважины с целью формирования открытого ствола:

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

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

- технологии обработки тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в период превращения тампонажного раствора в камень;

- технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах гидрофобным карбонатным буровым раствором с глубокой необратимой кольматацией встречающихся водоносных горизонтов;

• комплекс технологий для формирования открытого забоя, обеспечивающего наилучшие условия передачи волновой энергии:

- технология изготовления щелей в скважине;

- технология формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором;

• комплекс технологий освоения, очистки приствольной и призабойной зон при текущем и капитальном ремонтах скважин и площадных воздействий:

- технология освоения скважин и очистки призабойной зоны пласта с применением вибрационно-вакуумного очистителя;

- технология очистки призабойной зоны малопроницаемых слоисто-неоднородных пластов добывающих и нагнетательных скважин с применением гидродинамического генератора волнового (ГДГВ);

- технологии волнового воздействия для площадной обработки пласта, для декольматации экранированных заблокированных зон.

3. Разработаны технические устройства для обеспечения устойчивости ствола скважины при бурении, очистки приствольной и призабойной зон при освоении и ремонте, а также устройства и установки для воздействия на удаленные зоны продуктивного пласта.
4. Основные разработки включены в проектную документацию (более 100 проектов) на строительство разведочных и эксплуатационных скважин Западной Сибири ОАО Газпром.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на:

- Международных научно-технических и научно-практических конференциях: Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России (Тюмень, 1999 г.); Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей (Анапа, 2003 г.); Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин (Ашировские чтения) (Самара, 2008 г.);

- Всероссийских научно-технических и научно-практических конференциях: Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий (Тюмень, 1998 г.); Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса (Тюмень, 2000 г.); Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО Газпром как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала (Салехард, 2004 г.); Энергоэффективность. Проблемы и решения (Уфа, 2008 г.);

- научно-практических и научно-технических конференциях: Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона (Тюмень, 1997 г.); XVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 35-летию ТюмГНГУ, Новые технологии - нефтегазовому региону (Тюмень,
1998 г.); Проблемы строительства, эксплуатации и исследонвания горизонтальных скважин (р.п. Актюба, 1999 г.); Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания (Салехард, 2002 г.); Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях (Тюмень, 2009 г.);

- семинарах Научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН (2007, 2008, 2009, 2010 гг.); НТС ООО ТюменНИИгипрогаз (2005, 2007, 2009, 2010 гг.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 37 печатных работ, из них 16 в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 205 наименований, и приложения. Работа изложена на 355 страницах машинописного текста, содержит 83 рисунка, 44 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ  РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, а также показаны ее научная новизна и практическая ценность.

Первый раздел посвящен обобщению сведений о влиянии гидродинамических процессов в системе скважина - пласт - залежь при бурении и эксплуатации скважин с учетом геодинамических и фильтрационных процессов. Рассмотрена рабочая гипотеза динамического воздействия на флюидонасыщенный пласт с учетом геодинамических процессов, главным постулатом которой служит обобщенная флюидодинамическая модель пористой флюидонасыщенной среды с учетом  масштаба пространства, предложенная научной школой профессора Писецкого В.Б. В настоящее время наиболее общие теории нефтегазообразования в качестве основного генерационного механизма рассматривают процесс тепломассопереноса из нижних этажей бассейна за счет дефлюидизации фундамента. При этом принимается идея блоковых перемещений осадочного чехла и фундамента в виде чередования зон уплотнения и разуплотнения горных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения и последующей литификации. В результате возникает неравновесная система из отдельных блоков, между которыми и происходит прорыв в верхние этажи бассейна нагретых флюидных смесей из фундамента, которые, в свою очередь, встретив углеводородный полуфабрикат в виде керогена, запускают процесс генерации нефти и газа. Другими словами, реализация углеводородного потенциала бассейна прямым образом связывается со специфическими условиями его прогрева. В такой модели признаются основными по существу два связанных  между собой процесса:

- блоковая динамика осадочного чехла и фундамента;

- термодинамика флюидных потоков.

Названные процессы являются следствием общей геодинамики Земли и, следовательно, существовали всегда и происходят в данный момент времени. С точки зрения времени образования залежи нефти или газа мы можем утверждать с известной степенью вероятности, что в каждом конкретном случае залежь могла образоваться не раньше какого-то периода развития бассейна, но определить конечную временную границу формирования скопления углеводородов мы не в состоянии. Известны факты и достаточно обоснованные гипотезы, свидетельствующие о непрерывном поступлении нефти в ловушку. Так, например, независимые расчеты разных специалистов показывают, что на Ромашкинском месторождении (Республика Татарстан) ежегодно добавляется около 1 млн т нефти. Этот факт можно объяснять с разных позиций: а) процесс генерации нефти из материнской толщи не завершился до сих пор и непрерывно поддерживается тепломассопереносом из фундамента; б) нефть или ее полуфабрикат генерируется в глубинных интервалах кристаллического фундамента и поступает в осадочный чехол с восходящими флюидными потоками; в) существует дальняя горизонтальная миграция нефти из множества мелких периферийных скоплений. Подобные примеры не единичны и вполне закономерны в особо активных с точки зрения современной геодинамики регионах (Мексика и т.п.).

Какие бы гипотезы ни выдвигались, фундаментальным  обстоятельством, по общему мнению, является одно - в основе некоторого множества  процессов, приводящих, в конечном счете, к формированию или переформированию месторождения нефти или газа, заложен флюидодинамический режим системы лосадочный чехол - фундамент. Логика подобных рассуждений  построена на убеждении в том, что собственно флюидодинамический режим осадочного бассейна устанавливается и поддерживается непрерывным образом за счет реализации трех основных процессов:

- последовательного разрушения фундамента и осадочного чехла во всей истории развития литосферы и ее геодинамического режима и образования среды с дискретной структурой;

- потери средой с дискретной структурой прочности и приобретения свойств активной неравновесной системы с блоковой организацией реакции ее стратифицированных интервалов на текущие (современные) изменения параметров геодинамического режима литосферы;

- перехода гидростатического режима бассейна во флюидодинамический режим, согласованный с текущей блоковой активностью системы лосадочный чехол - фундамент.

Приведенная в диссертационной работе гипотеза блочного строения фундамента и осадочного чехла дает возможность сделать следующие принципиальные выводы, позволяющие впоследствии предложить технологии воздействия на продуктивные пласты, основанные на эффектах нелинейных колебаний.

1. На границах блоков вне зависимости от их упругих модулей существуют аномалии напряжений (повышенные градиенты напряжений различного знака в ортогональных к каждой стороне блока направлениях).

2. Характер аномалий напряжений на горизонтальных и вертикальных контактах блоков во всех случаях препятствует плотному соединению их между собой и вмещающей средой (контактное взаимодействие блоков во всех направлениях ослабляется).

Ранее уже был отмечен факт закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого-технических условий заканчивания скважин, существенно усложняющий задачу повышения качества строительства нефтяных и газовых скважин. Так, например, рост дифференциальных забойных давлений с глубиной составляет до 10Е18 МПа и более, снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах - 50Е70 %, повышение градиента давления между разнонасыщенными пластами - до 3Е7 МПа/м.

Из-за многообразия горно-геологических условий, применяемых технологий и технических средств каждый этап строительства скважин - бурение ствола до кровли продуктивных отложений и заканчивание (первичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов, цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, освоение) - существенно отличают геолого-промысловые и гидродинамические условия.

Бурение скважин от устья до кровли продуктивной толщи (первый этап строительства), как правило, связано с природной аномальностью геолого-физических условий, для которых характерными являются:

- физические свойства горных пород, слагающих разбуриваемый интервал (упругие, деформационные и прочностные), зависящие от условий их залегания в массиве, степени неоднородности и анизотропии. Вследствие отмеченного физические свойства горных пород изменяются в широких и непрогнозируемых пределах и при бурении скважин, взаимодействуя с технологическими жидкостями, снижаются их прочность и сопротивления гидромеханическим нагрузкам. В результате этих неконтролируемых изменений происходят обрушения и обвалы стенок скважины, сужение ствола и гидроразрыв горных пород с поглощением жидкости, которые нарушают технологию буровых работ;

- пластовое давление и фильтрационные свойства проницаемых пластов природных гидродинамических систем, первое из которых определяется давлением краевых или контурных вод, а также геостатическим и геотехническим давлениями. Наличие в разрезе скважин пластов с аномально низкими (АНПД) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) - один из основных показателей несовместимости условий бурения смежных интервалов горных пород, который препятствует бурению скважин одноразмерным диаметром. Однако, в отличие от интервала продуктивных отложений, градиенты давления между разнонапорными пластами из-за расположения их на значительном расстоянии друг от друга (30 м и более), как правило, не превышают 0,01Е0,03 МПа/м. Тем не менее, разделение таких объектов обсадными колоннами без достаточных на то обоснований усложняет конструкцию скважин, гидродинамические условия бурения и увеличивает затраты на ее сооружение. Фильтрационные свойства пород-коллекторов, принадлежащих как к единой, так и к различным гидродинамическим системам, существенно не упорядочены и изменяются в широких пределах. Их количество во вскрываемом бурением интервале, гидродинамическое взаимодействие со стволом и между собой являются одними из главных факторов, осложняющих технологию бурения.

Характер и интенсивность гидродинамического взаимодействия пластовых систем и скважины, в свою очередь, зависят от типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный), насыщенности (газ, нефть, вода, газоконденсат), толщины, размера каналов фильтрации, пластового давления и температуры, гидромеханической прочности скелета пород, количества одновременно вскрываемых в интервале проницаемых зон. Дестабилизируя технологические процессы, эти факторы существенно осложняют условия для борьбы с поглощениями, газонефтеводопрояв-лениями, снижая качество и показатели применяемых методов.

Общепринятым подходом в промысловой практике являются отнесение этих интервалов к несовместимым по условиям бурения и крепление их  промежуточными обсадными колоннами для разделения со стволом скважины. Однако во многих случаях слепое копирование такого подхода для различных геолого-технических условий строительства скважин навряд ли можно считать оправданным, поскольку при этом усложняется конструкция скважин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ бурения и крепления, ухудшаются гидродина-мические условия производства буровых операций, негативные последствия которых затем отражаются на качестве и технико-экономических показателях работ при заканчивании и эксплуатации скважин.

Этап заканчивания скважин включает операции первичного вскрытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение комплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию и по геолого-техническим условиям кардинально отличается от первого этапа работ. Связано это со следующими основными природными и техногенными факторами, такими как:

• глубина расположения продуктивной толщи, определяющая величину и пределы изменения гидромеханических нагрузок (репрессий, депрессий) на забой и стенки скважины при производстве в ней различных операций. Из промыслового опыта известно, что при глубине скважин более 2000 м величина гидродинамических репрессий при бурении, спускоподъемных операциях (СПО) и цементировании обсадных колонн составляет 8Е25 МПа, а депрессий при подъеме инструмента -
  1,8Е4,0 МПа;
• многопластовость сложнопостроенных нефтегазовых залежей с небольшой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве случаев 2Е5 м), наличием пластов с аномально высоким и аномально низким пластовыми давлениями, обусловливающими высокие градиенты давления между разнонапорными пластами (0,9Е2,5 МПа/м и более), и связанные с этими факторами межпластовые перетоки и заколонные проявления;
• фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов, изменяющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до 20,0 мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и степени негативные воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и специальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, вторичного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин. Одновременно осложняются гидродинамические условия заканчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва горных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений и выбросов, нарушения устойчивости стенок скважины;
• приуроченность большой доли запасов к водонефтяным зонам, затрудняющим извлечение углеводородов с повышенным коэффициентом нефте- и газоотдачи (более 0,5) и производство водоизоляционных работ с высокой эффективностью, а также снижающим качество разобщения продуктивных пластов от водонасыщенных при креплении скважин;
• значительная литолого-фациальная изменчивость пластов по разрезу и площади, приводящая к ранней обводненности промежуточных и верхних отдельных прослоев, а также пластов, осложняющей их разобщение при креплении скважин и изоляцию в процессе эксплуатации;
• необратимые изменения гидродинамического состояния и поведения нефтегазовых месторождений в процессе разработки. Широко применяемые системы заводнения и поддержания пластового давления привели к формированию площадных и блоковых систем выработки запасов, а также разделению по отдельным пластам. Следствием этих нестационарных гидродинамических процессов стали дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади, нарушение природного насыщения пластов флюидами, изменение в широком диапазоне коллекторских свойств нефте- и водонасыщенных пластов,  рост градиента давления между нефте- и водонасыщенными пластами до 3Е10 МПа/м и более.

Поэтому достичь высоких качественных и технико-экономических показателей первичного вскрытия продуктивных горизонтов и изолировать их от водонасыщенных, сохранив при этом потенциальную продуктивность скважин в таких сложных геолого-промысловых условиях, используя традиционную технологию репрессионного бурения, весьма проблематично. При этом невозможно избежать интенсивного загрязнения нефтенасыщенных коллекторов, поглощений и газонефтеводопроявлений, гидроразрыва горных пород и межпластовых перетоков.

То же самое относится к этапу крепления скважины эксплуатационной колонной и разобщению разнонасыщенных пластов продуктивной толщи. При существующих градиентах давления между пластами возникновение межпластового перетока и нарушение герметичности заколонного пространства происходят уже в период ОЗ - до освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Исключить негативное влияние этого фактора на качество разобщения пластов регулированием свойств цементного раствора-камня или режимов цементирования практически невозможно. Использование для этих целей специальных технических средств (заколонных разобщающих устройств) носит временный характер, а сами средства имеют ограниченную область применения.

Из анализа влияния различных факторов на проникновение твердой фазы в пласты-коллекторы (кольматация) в процессе строительства скважин следует, что изменение фильтрационной характеристики коллектора в призабойной зоне продуктивного пласта при проникновении бурового раствора является следствием совокупного действия следующих факторов: закупорки поровых каналов дисперсной фазой промывочной жидкости и шламом выбуренной породы; набухания глинистых минералов, содержащихся в коллекторе; сужения поровых каналов вследствие образования адсорбционно-гидратных слоев; образования в коллекторе устойчивых эмульсий или газовой дисперсии; образования твердых нерастворенных осадков в результате химического взаимодействия фильтрата бурового раствора и пластовой воды; миграции твердых частиц, отрывающихся от поверхности горной породы под воздействием фильтрата раствора, по каналам пласта и сужения проходного сечения при осаждении частиц.

Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления в системе скважина - пласт, коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта. Формирование блокады ПЗП происходит под действием многообразных процессов, возникающих в результате нарушения устойчивого термодинамического состояния в пласте при изменении температуры, давления, состава и соотношения фаз, заполняющих фильтрующее пространство. Влияние блокады ПЗП может быть снижено на этапе вскрытия продуктивного пласта путем управления формированием блокады и на этапе вызова притока за счет применения эффективных режимов воздействия, обеспечивающих разрушение образовавшейся блокады.

Проведенный анализ влияния концентрации глинистых частиц, температуры окружающей среды и интенсивности излучения на процессы фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов показал, что основными факторами, влияющими на процесс взаимодействия составных частей промывочной жидкости с проницаемыми пластами, являются направление потока промывочной жидкости относительно стенки скважины, концентрация частиц в промывочной жидкости, энергия активации, температура окружающей среды.

Задача получения необходимой степени кольматации может решаться следующими путями:

- изменением интенсивности излучения;

- повышением концентрации твердой фазы. Ограничивающими факторами могут быть повышение плотности и вязкости промывочной жидкости, приводящее к ее поглощению и росту реологических показателей;

- увеличением времени воздействия. Однако это положение справедливо только для статических и динамических условий. В волновом поле формирование кольматационного экрана проходит в течение нескольких
секунд.

Поскольку необходимое время воздействия ограничивается ненсколькими секундами, то можно совместить работу кольмататора с процессами механического бурения. При определенных режимах работы излучателя с выбором вышеисследованных факторов и с дополнительным учетом гидростатических давлений можно достичь большой прочности и малой глубины кольматационного экрана, что наряду с высокой степенью кольматации позволит качественно вскрывать продуктивный пласт.

Процессы кольматации происходят и внутри продуктивного пласта при его эксплуатации методами заводнения. В связи с этим поставлена задача изучить механизм создания кольматационного экрана частицами различного происхождения (реликтовое, техногенное) в процессе разработки месторождений, перемещаемыми вместе с фильтрационными потоками. Это приводит к созданию кольматационного экрана (блокированию) на границах между высокопроницаемыми малоглинистыми коллекторами и назкопроницаемыми высокоглинистыми участками.

С целью решения  этой проблемы в работе  рассмотрены теоретические аспекты изменения структуры порового пространства коллектора в процессе разработки месторождения, приводящие к сосредоточению остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах терригенного комплекса и их экранированию.

Причины снижения проницаемости пористой среды в начальный период даже при закачке чистых жидкостей ранее не имели приемлемых объяснений. Ряд исследователей показали, что наибольшее влияние на этот процесс оказывают взвеси различного типа, содержащиеся как в закачиваемой воде, так и в самой пористой среде. Пористая среда всегда содержит в своем составе большое количество изначально заблокированных в ней свободных частиц, а также таких из них, которые могут быть сдвинуты с места и перемещаться потоком. Причинами ослабления сцементированности частиц в пласте являются изменения солености воды, рН, чрезмерная скорость закачки и т.д. Продвижение воды по пласту сопровождается определенным физико-химическим взаимодействием с пористой средой. Нарушение равновесия между входящими в состав породы минералами и окружающей их водой приводит к выпадению нерастворимых солей, набуханию и частичному отрыву глинистых минералов от зерен скелета и т.д. При этом наблюдаются сужение сечения поровых каналов и их частичное или полное блокирование. Нагнетаемая в пласты вода может содержать в себе различные твердые примеси в виде дисперсных частиц, попадающих в фильтрационный поток в результате неполной очистки вод перед закачкой или из буровых растворов, проникающих в пласты и содержащих в себе глинистые частицы. Кроме того, рядом технологий нефтедобычи предусматривается закачка воды с взвешенными частицами.

Для теоретического обоснования полученных на практике результатов блокирования остаточных запасов проведены исследования, связанные с моделированием вытеснения нефти водой из пластов с изменяющейся структурой порового пространства, рассмотрены теоретические особенности переноса частиц двухфазным фильтрационным потоком. Модельные представления обосновали и подтвердили возможность блокирования запасов углеводородов в определенных зонах пласта, а также теоретически показали возможность  целенаправленного использования волновых технологий для декольматации заблокированных зон.

Во втором разделе, используя теорию нелинейных колебаний многофазных сред, разработанную коллективом Н - НВМТ РАН под руководством академика Ганиева Р.Ф., рассмотрены теоретические аспекты увеличения нефтеотдачи пластов с помощью волновых методов.

Основная идея волновых технологий заключается в том, чтобы преобразовать вибрационные воздействия в односторонне направленное монотонное движение, реализующее необходимый технологический процесс. Во многих процессах эффективного извлечения остаточных запасов нефти как раз и требуется осуществлять такого рода движения. Например, для очистки призабойных зон добывающих скважин с положительным скин-эффектом требуется обеспечить направленное в одну сторону движение засоряющих коллектор твердых частиц и удаление их оттуда. Это улучшит коллекторские свойства и будет стимулировать приток углеводородов к скважине. Наоборот, для обеспечения изоляции водоносных пластов в ряде случаев необходимо создать низкопроницаемый, непреодолимый для воды барьер. Для этого следует обеспечить движение изолирующих каналы движения воды частиц в определенные зоны пласта. Такого же рода задача возникает в случаях, когда нефть и вода образуют в коллекторах пласта так называемые четочные структуры, которые удерживаются в пласте значительными капиллярными силами. В этом случае необходимо обеспечить в пласте направленное в определенную сторону движение, но не твердых частиц, а флюида.

Все перечисленные виды движений могут быть реализованы в пластах с помощью особых волн определенного вида, возбуждаемых благодаря процессионным воздействиям. Эти волны, распространяясь по нелинейной среде, которой являются насыщенные жидкостью пористые среды, при выполнении определенных резонансных условий трансформируют колебательные движения (вибрацию) в направленные в одну сторону монотонные движения.

При исследовании процессов, происходящих в насыщенных жидкостью пористых средах под действием волнового поля, наибольшее практическое значение имеют оценка уровня амплитуд установившихся волн и выявление параметров, которые существенным образом влияют на эти амплитуды. Решение таких задач для моделей призабойных зон скважин дает возможность проводить целенаправленное управление волновыми процессами в пласте с помощью подбора геометрических характеристик призабойной зоны скважины (например диаметра и длины зоны перфорации), а также параметров волнового воздействия (частоты и амплитуды). Расчеты волновых процессов, обусловленных колебаниями давления на входе в перфорационный канал, показали, что амплитуда волн в каждой точке окружающей скважину пористой, насыщенной жидкостью среды зависит как от частоты возбуждения, так и от геофизических характеристик среды и геометрических параметров скважины и перфорационного отверстия.

Проведенные на моделях исследования показали, что одним из способов эффективного использования колебаний в практике добычи углеводородов является использование резонансных свойств призабойных зон скважин.

Рассмотрено течение вязкой сжимаемой жидкости по бесконечно длинному деформируемому капилляру. Смоченная жидкостью поверхность капилляра при отсутствии деформации представляет собой прямой круговой цилиндр. Течение считается баротропным, причем связь между возмущениями плотности и давления аппроксимируется полиномом третьей степени относительно возмущений давления. Движение поверхности капилляра задается вектором перемещений в виде бегущей волны. Невозмущенным движением считается стационарное течение внутри недеформированного капилляра под действием постоянного градиента давления.

Безразмерные уравнения движения, неразрывности и состояния, составленные с точностью до третьего порядка малости относительно возмущений скорости, плотности и давления жидкости, а также их производных, принимают вид (1):

                               (1)

где St - число Струхаля; - плотность жидкости; t - безразмерное время;
- оператор Гамильтона; ν и η - кинематическая и объемная вязкость жидкости; Re - число Рейнольдса; M - число Маха; сзв - скорость звука в жидкости; р - возмущение давления; U - масштаб скорости жидкости; R - характерный размер; - оператор Лапласа; - эмпирический коэффициент в уравнении состояния при квадратичном относительно возмущения давления члене; - эмпирический коэффициент в уравнении состояния при кубичном относительно возмущения давления члене; - векторное поле возмущений скорости жидкости; - невозмущенная скорость жидкости; - градиент.

Граничные условия на стенке капилляра записываются в виде (2). На оси течения применяются условия однозначности и ограниченности возмущений скорости.

,                (2)

где - векторное поле возмущений скорости жидкости; - амплитуда перемещений стенки капилляра; - радиус-вектор, проведенный из начала координат в точку на деформированной поверхности капилляра; - вектор перемещения поверхности капилляра; - мнимая единица; k - волновое число; φ - продольное волновое число; m - азимутальное волновое число;
z - продольная координата; t - безразмерное время; - азимутальный угол цилиндрических координат.

Задача решалась с помощью разложения искомых величин возмущений скорости, плотности жидкости и давления и их производных в степенные ряды по амплитуде перемещения стенки капилляра:

(3)

где - вязкость жидкости; - скорость жидкости; - коэффициент разложения скорости жидкости в ряд Тейлора по малому параметру (коэффициент при ); - плотность жидкости; - комплексная амплитуда коэффициента ρ1; ρ1 - коэффициент разложения плотности жидкости в ряд Тейлора по малому параметру (коэффициент при ); Р - давление; Р1 - коэффициент разложения давления в ряд Тейлора по малому параметру (коэффициент при ); - комплексная амплитуда коэффициента .

Последовательное решение краевых задач для коэффициентов разложений (3) проводилось численно методом дифференциальной прогонки.

Анализ решения показал, что волна поперечных перемещений стенки капилляра вызывает в жидкости внутреннюю волну с неоднородными вдоль радиуса капилляра распределениями амплитуд. Главной особенностью внутренней волны является то, что амплитуды в некоторых зонах течения могут достигать значений, существенно превосходящих значения известных акустических течений даже при незначительных амплитудах поперечных перемещений стенки капилляра. Поэтому скорости течения внутренней волны, которые описываются нелинейными уравнениями движения, оказываются при сопоставимых значениях внешнего воздействия во много раз большими, чем скорости известных акустических течений. Применительно к течениям в порах пористых сред установленное течение представляет собой пример, показывающий, что мелкомасштабные пульсации скорости и давления с масштабом порядка радиуса пор, которыми обычно пренебрегают в механике насыщенных пористых сред, могут привести к возникновению односторонне направленных течений со скоростями, существенно превосходящими скорости фильтрации.

Удалось установить, что на исходное течение Пуазейля накладывается дополнительное течение, обусловленное волнами. Таким образом, при определенных размерах капилляров волны могут обеспечить значительное ускорение течения жидкости. Без увеличения статических градиентов давления через узкий капилляр с деформирующимися стенками оказывается возможным пропустить значительно большее количество флюида, чем через капилляр с неподвижными стенками при том же перепаде давления между его торцами. Причем, особенно значителен этот эффект для узких пор, диаметр которых порядка 1Е10 мкм. Даже при амплитудах волн на поверхности поры, не превышающих долей процента от ее диаметра, эффект ускорения течения может достигать трех и более порядков.

Рисунок 1 схематично иллюстрирует процесс деформирования профиля скорости. В таблице 1 приведены результаты расчетов.

Таблица 1 - Результаты расчетов

Вид капилляра	R0, м	V0, м/мин	ε / R0	VД, м/мин	VД / V0
Канал	10-2	25	10-3	0,390	1,5
Трещина	10-3	0,25	10-3	0,344	137,6
Пора	10-5	2,5*10-5	10-3	0,045	1,8*103

Здесь R0 - невозмущенный радиус поперечного сечения капилляра,
V0 - средняя по сечению скорость невозмущенного движения, ε  - амплитуда перемещения стенки капилляра, VД - дополнительная средняя по сечению капилляра скорость.

Как видим, ускорение течения жидкости в узких порах увеличивается более чем в 1000 раз. При этом амплитуда волны изгиба на поверхности поры может быть весьма малой (ε / R0 = 10-3). Чтобы достичь аналогичного эффекта путем повышения статического градиента давления вдоль поры, потребовалось бы его увеличение также более чем в 1000 раз, что практически не осуществимо. Этот факт позволяет рассматривать волны как один из наиболее эффективных механизмов ускорения течений в капиллярах и пористых средах. Этот открытый теоретически эффект является одним из научных принципов, на которых базируется идея использования волн в нефтегазовой промышленности. 

Наиболее возможным на сегодняшний день становится использование волны для ускорения течения жидкости в призабойных зонах нагнетательных и добывающих скважин, чтобы интенсифицировать приток или нагнетание.

Волновое движение частиц, засоряющих призабойную зону, обеспечивает снижение скин-эффекта и улучшение коллекторских свойств призабойной зоны. Волны действуют как на частицы вблизи и внутри скважины, так и на флюид в микропорах. Это при правильном использовании колебаний может привести к выравниванию профиля приемистости и увеличению количества жидкости, принимаемого скважиной.

Таким образом, реализация волнового воздействия на низкопроницаемую пористую среду позволит обеспечить вытеснение нефти из низкопроницаемой застойной в более высокопроницаемую дренируемую зону продуктивного пласта и тем самым увеличить конечную нефтеотдачу.

Теоретические эффекты перемещения частиц, капель и жидкости в порах при воздействии волн были проверены экспериментально. После анализа образца, подверженного волновой обработке после бурения, и образца, распиленного сразу после бурения, было выявлено, что волны действительно обеспечивают очистку призабойной зоны скважины от загрязнения глинистыми частицами бурового раствора. Этот же эффект был подтвержден замерами проницаемости образцов, которые были сделаны до их распила. Соответствующие зависимости приведены на рисунке 2. Как видно, проницаемость очищенного образца более чем в три раза выше, чем загрязненного.

Рисунок 2 - Анализ проницаемости

загрязненного и очищенного

кернов породы

Моделирование волновых процессов в трещиноватых пористых, насыщенных нефтью средах показало, что в этих средах существуют три типа продольных волн и один тип поперечных; при низких частотах два типа продольных волн распространяются с малыми скоростями, т.е. это волны фильтрации. Фильтрационные волны затухают значительно сильнее быстрой продольной (деформационной) и поперечной волн. Скорости быстрой (первой) и поперечной (четвертой) волн в основном определяются модулями упругости, характеризующими скелет среды.

Результаты проведенных исследований использованы при определении частотных параметров волновых воздействий разрабатываемых технологий.

Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что для того чтобы в призабойной зоне скважины были реализованы эффекты односторонне направленного перемещения твердых частиц и ускорения течения жидкости в порах пористых сред, следует возбудить в прилежащей к скважине зоне нефтенасыщенного пласта волны с частотами, близкими к частотам, резонансным для данной призабойной зоны. Причем, в ряде случаев для возбуждения волн в определенных областях, отстоящих от скважины на конечное расстояние, можно использовать полигармонический нелинейно взаимодействующий между собой волновой набор.

Чтобы улучшить условия прохождения волн в пористую среду, следует зону фильтра делать открытой. Для технического решения проблемы строительства скважин с открытым забоем обязательным является решение задачи создания герметичного заколонного пространства основного ствола скважин и особенно в зоне башмака обсадной колонны, спущенной в кровлю продуктивного горизонта.

Согласно нашим исследованиям, это возможно при тщательной подготовке открытого ствола к цементированию методами управляемой кольматации.

В третьем разделе рассмотрены основные методические подходы к обеспечению надежного разобщения флюидонасыщенных пластов и герметизации заколонного пространства скважин как необходимых условий, позволяющих заканчивать скважины открытым забоем и в полной мере реализовывать волновые эффекты. Приведены результаты экспериментальных, промысловых исследований научных разработок, научно обоснованы и сформулированы основные положения концепции формирования конструкции фильтра скважины при первичном вскрытии.

Как отмечалось выше, основной причиной снижения качества работ при заканчивании и эксплуатации скважин является активная гидравлическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины. Большинство применяемых в отечественной и зарубежной практике буровых растворов не обеспечивают эффективной гидроизоляции проницаемых пластов от ствола скважины. Неуправляемые и пассивные по характеру процессы формирования кольматационной зоны в приствольной области и глинистой корки на стенах скважины не приводят к созданию технологически необходимых гидроизолирующих характеристик (низкой проницаемости, повышенного градиента давления фильтрации жидкости и гидроразрыва горных пород) этой системы. Поэтому действие геолого-технических факторов приводит к взаимодействию скважины и проницаемых пластов, то есть к нестационарным гидродинамическим процессам, определяющим техническое состояние (герметичность и прочность стенок) ствола и гидравлическое поведение скважины (поглощения, газонефтеводопроявления и т.д.).

В современных геолого-технических условиях для успешного решения проблемы разобщения пластов необходимо изменить направление стратегии  и тактики проводимых в данной области исследований  и разработок.

При этом следует операции по разобщению комплекса пород продуктивной толщи дополнить технологией изоляции приствольной зоны водонасыщенных пластов (методы малых проникновений) на этапе первичного вскрытия. Формирование приствольного экрана с заданными гидроизолирующими характеристиками против интервалов водонасыщенных пластов (элемент крепи, который большинством специалистов до настоящего времени игнорируется)  приведет к значительному повышению герметичности заколонного пространства и долговременности крепи.

Отдельно рассмотрены проблемы и технологические решения обеспечения герметичности заколонного пространства нефтяных и газовых скважин с точки зрения условий, способствующих проникновению в затрубное пространство и прорыву газа. В общем случае исследователи отмечают следующие возможные пути продвижения газа в затрубном пространстве скважин:

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

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

               .                (5)

Выражение         есть не что иное, как удельный импульс γ (τ) 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 10Е12 %. 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 флюидонасыщен-ных 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 7Е10 МПа и при создании репрессий, равных градиенту горного давления. Достижение таких показателей  гидроизоляции интервалов проницаемых пород протяженностью до 12Е15 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 Ц  объемная доля твердых частиц в корке; Ср - объемная доля твердых частиц в буровом растворе; ΔР - перепад давления на фильтре; t - время фильтрации; μ - 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 1Е4 мм, в то время как интерпретация кавернометрии соседних скважин показывает в этих же интервалах 15Е20 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 лоткрытый 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
5Е7 раз диаметр скважины в сторону пласта. В качестве рабочей жидкости применяется абразивная жидкость с содержанием твердой фазы (кварцевого песка) 5Е20 %, размер фракции 0,5Е1,0 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;

α - характеристика звездообразной

конфигурации каналов

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

Рез ультаты свидетельствуют о том, что при незначител ьной вертикальной проводимости пласта прирост дебита не превышает  н ес кол ьких  процентов, а  при беско нечной  вертика льной  проводимости  растет на 50Е100 %. При обеих оценках с ростом глубин ы к аналов растет прирост деб ита скважи ны. Поперечные размеры каналов в силу их идеаль ности практически н е влияют на прирост дебита сква жин ы. Увеличен ие коли чества крестообразных каналов по мощност и пласта при отс утствии сдвига их относит ельно друг друга ( α) та кже вл ияет на прирост дебита незначительно. 3а метн ый прирост д ебита 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 сопо
ставимо с рез ультатами 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 2Е3 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, 2Е3 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
0,2Е0,5 %-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 2000Е2500 м давление нагнетания жидкости на устье скважины должно быть в пределах 16,5Е18,5 МПа при расходе около 250Е300 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 Ω - частота колебаний; ρ - 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; λ - коэффициент гидропотерь в ГДГВ; ν - 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-лсоседок, работающих в миоценовых отложениях, на скважине № 314 произведено площадное волновое воздействие (лнакачка энергии в нефтенасыщенный пласт). По результатам добычи в скважине-лсоседке № 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

1. 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.
2. На основании обобщения большого промыслового материала и с учётом собственных разработок доказано, что заканчивать скважины способом лоткрытый 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.

3. 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.
4. 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.

5. 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.

6. 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:

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:
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
    35-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 1998. - С. 84.
22. 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.
23. Сергеев С.А., Кузнецов Р.Ю., Бочарников В.Ф., Тингаев И.Я. Усовершенствование конструкции гидроэлеватора для бурения скважин // Там же. -  31-32.
24. 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. 
25. Кузнецов Ю.С., Никифоров В.Н., Кучеров С.В., Игнатьев В.Н., Кузнецов Р.Ю. К вопросу создания искусственных экранов в проницаемых пластах при сооружении подземных хранилищ // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России. Сб. тез. Междунар. научн.-техн. конф. - Тюмень, 1999. - С. 88-89.
26. Аржанов А.Ф., Ишкаев Р.К., Кузнецов Р.Ю. Технологии сонхранения и восстановления ФЕС продуктивных пластов при заканчивании скважин // Проблемы строительства, эксплуатации и исследонвания горизонтальных скважин. Матер. научн.-техн. конф. 1-3 декабря 1999. - р.п. Актюба, 1999. - Вып. 2. - С. 19-23.
27. Овчинников В.П., Кузнецов Р.Ю., Смыслов В.К., Кузнецов В.Г., Сонин В.Н. Облегченный седиментационно-устойчивый тампонажный раствор // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. Тез. докл. Всеросс. научн.-техн. конф. - Тюмень, 2000. - С. 54-55.
28. Овчинников В.П., Кузнецов Р.Ю., Смыслов В.К., Кузнецов В.Г., Сонин В.Н. Облегченный тампонажный раствор для цементирования скважин в криолитозоне // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. Тез. докл. Всеросс. научн.-техн. конф. - Тюмень, 2000. Ц  С. 56-57.
29. Штурн В.Э., Кузнецов Р.Ю. Исследование потоков жидкости в призабойной части ствола скважины // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания. Матер. конф. 11-12 июня 2002 г. (г. Салехард). - Тюмень: Вектор-Бук, 2002. - С. 156-159.
30. Кузнецов Р.Ю., Штурн В.Э. Современные технологии формирования открытого забоя скважины // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания. Матер. конф. 11-12 июня 2002 г. (г. Салехард). - Тюмень: Вектор-Бук, 2002. -
    С. 228-231.
31. Кузнецов Р.Ю., Аржанов А.Ф. Особенности вскрытия и подготовки объекта под закачку многотоннажных отходов производств // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 29.09-03.10.2003 г. - Анапа, 2003. - С. 26-27.

32. Кузнецов Р.Ю., Гресько Р.П., Сехниашвили В.А.  Технология строительства скважин с открытым забоем // Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО Газпром как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала. Сб. тез. докл.
    участников Всеросс. научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов газовой отрасли. - 2004.
33. Кузнецов Р.Ю., Басов С.А., Ганиев С.Р., Султанов Д.Р. Нетрадиционный подход к заканчиванию скважин на основе  волновых технологий // Ашировские чтения. Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин. Матер. 5-й Междунар. научн.-практ. конф. - Самара, 2008. - С. 14-16.
34. Кузнецов Р.Ю., Басов С.А., Игнатьев А.В., Султанов Д.Р. Строительство скважин многофункционального назначения // Там же. - С. 22-23.
35. Доронин А.А., Кузнецова Н.Ю., Кузнецов Р.Ю. Требования к тампонажным материалам и технологии цементирования газовых скважин, содержащих кислые газы // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - C. 34-37.
36. Доронин А.А., Кузнецов Р.Ю., Резяпов О.Р. Теоретические аспекты коррозии тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии  // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - C. 41-42.
37. Скворцов Ю.П., Султанов Д.Р., Кузнецов Р.Ю. Комплексная технология вскрытия и разобщения малопроницаемых продуктивных пластов с низким пластовым давлением // Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях. Матер. научн.-практ. конф. 25 апреля 2009 г. - Тюмень,  2009.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 2010 г. Бумага писчая.

Заказ № . Тираж  экз.

Ротапринт ГУП ИПТЭР. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по земле