Технологические проблемы строительства глубоких скважин и методы их системного решения
| Вид материала | Автореферат диссертации |
СодержаниеВ шестом разделе Итого: 11 скважин Итого: 19 скважин Итого: 5 скважин Средние значения по опытным скважинам |
- Реферат по бурению на тему: "Отбор керна", 63.11kb.
- Учебная программа, 128.27kb.
- Методы электрометрии скважин, 335.56kb.
- Инструкция содержит организационные, технические и технологические требования, выполнение, 2764.24kb.
- Рабочая программа дисциплины теория методов геофизических исследований скважин специальность, 89.36kb.
- Рабочий учебный план специальности 130201/02 Геофизические методы исследований скважин/Геофизические, 235.37kb.
- Программа и задания экзамена для поступающих в магистатуру по специальности 6M072400, 129.72kb.
- Проблемы загрязнения окружающей среды и методы их решения на различных территориальных, 51.84kb.
- Рабочая программа дисциплины общая теория динамических систем направление ооп, 416.95kb.
- Рабочая программа по разделу «Численные методы в строительстве», 71.92kb.
^ В шестом разделе диссертации анализируются результаты системного совершенствования технологических процессов бурения и заканчивания скважин, а также определяется область их эффективного применения при решении проблемных промысловых задач.
Самым удивительным и трудно объяснимым парадоксом в технологии строительства нефтяных и газовых скважин является тот факт, что ствол, являясь в прямом и переносном смысле «стержнем» горно-технического сооружения, от технического состояния которого во многом зависит эффективность строительства и долговременной эксплуатации скважины, до настоящего времени остается наименее исследованным и управляемым объектом. Притом, что гидравлическая связь массива горных пород с технологическими жидкостями является единственной причиной нарушения технологии буровых работ и снижение их качественных и технико-экономических показателей. И как свидетельствуют наши исследования, дальнейшее совершенствование буровых технологий невозможно без широкого внедрения в промысловую практику методов контроля и регулирования технического состояния ствола и технологических процессов бурения и заканчивания скважин.
С целью выполнения этого серьезного пробела в технологии буровых работ нами разработана «комплексная технология гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин», методические и технологические решения которых представлены в табл. 2.
Сравнительные показатели применения системного комплекса технологий с традиционной на нефтегазовых месторождениях Башкортостана, Татарстана, Удмуртии, Оренбургской, Тюменской, Архангельской областей, Красноярском и Краснодарском краях приведены в таблицах 3, 4, 5, 6.
Так из данных табл. 3 следует, что технология нагнетания тампонажных смесей при режимах, адекватных геолого-физическим характеристикам поглощающих пластов, повышает технологическую эффективность метода в сравнении с традиционными в 1,8 раза при сокращении затрат времени в 1,25 раза и материалов в 1,5 раза. Причем область эффективного применения этой разработки охватывает поглощения интенсивностью от 5,0 м3/ч до 150–200 м3/ч.
Таблица 2
Комплекс системных технологий бурения
и заканчивания скважин
 Методытехнологического комплекса | Назначение элементов комплекса | Конечные результаты реализации комплекса |
| 1. Метод экспресс-оценки технического состояния ствола скважины | Контроль герметичности и прочности ствола | Оперативная оценка показателей технического состояния ствола скважины и выделение высокопроницаемых пластов (поглощающих и флюидопроявляющих) |
| 2. Технология гидромониторной обработки ствола в процессе бурения | Восстановление гидроизоляции вскрываемых пластов от ствола скважины | Предупреждение осложнений и оптимизация гидравлических процессов бурения и заканчивания скважин |
| 3. Метод изоляции поглощающих пластов | Восстановление герметичности и прочности ствола в условиях АНПД | Полная изоляция поглощающих пластов различной интенсивности |
| 4. Методика выбора и реализация механизма снижения проницаемости пластов | Оперативный контроль и регулирование механизма изоляции проницаемых пород | Оптимизация технологии изоляции флюидонасыщенных пластов |
Сводные показатели внедрения технологии обработки ствола направленными гидромониторными струями в процессе бурения свидетельствуют о высокой технологической эффективности метода. Его применение позволяет существенно расширить возможности оптимизации гидравлических условий бурения за счет регулирования забойных дифференциальных давлений в пределах от 2,0–4,0 МПа при депрессиях, и до 7,0 МПа и более при репрессиях.
Однако, более высокая технико-экономическая эффективность применения комплексной технологии (нелинейный рост показателей) достигается за счет реализации внутрисистемных эффектов (табл. 4, 5, 6, 7):
Таблица 3
Сравнительные технико-технологические показатели методов
изоляции поглощающих пластов
| Категория сложности | Характеристика поглощающих пород намюр-серпуховских отложений | Метод изоляции поглощения | Технико-технологические показатели методов | |||||
| давление опрессовки ствола, Роп, МПа | Интенсивность поглощения С, м3/ч | коэффициент приемистости 10-2 К, м3/(с·МПа) | коэффициент успешности Кус | коэффициент использования тампонажной смеси, Ксм, % | расход цемента, G, т | расход глинистого раствора, Vр, м3 | ||
| I | 0–1 | 70–120 | 2,0–3,4 | через герметичное устье скважины | 0,50 | 79 | 30 | – |
| через колонну бурильных труб (устье открыто) | 0,26 | 68 | 29 | – | ||||
| через бурильные трубы с пакером | 0,48 | 74 | 30 | – | ||||
| при регулируемых режимах нагнетания смесей | 0,86 | 93 | 15 | – | ||||
| II | 2–3 | 50–90 | 1,5–2,5 | через герметичное устье скважины | 0,75 | 64 | 18 | – |
| через колонну бурильных труб (устье открыто) | 0,45 | 60 | 20 | – | ||||
| через колонну бурильных труб с пакером | 0,62 | 63 | 21 | – | ||||
| при регулируемых режимах нагнетания смесей | 1,0 | 90 | 13 | 15 | ||||
| III | 3–5 | 5–60 | 0,15–1,5 | через герметичное устье скважины | 0,8 | 70 | 18 | – |
| через колонну бурильных труб (устье открыто) | 0,5 | 53 | 15 | – | ||||
| через колонну бурильных труб с пакером | 0,9 | 40 | 13 | – | ||||
| при регулируемых режимах нагнетания смеси | 1,0 | 100 | 5 | 35 | ||||
Примечание к табл. 2: Объем выборки по 355 скважинам и 546 изоляционным операциям. Подача насоса при опрессовках Qн=(20 – 23)·10-3 м3/с. Значения критериев: Кус=Σnу/nоб, где nу – количество поглощений изолированных одной операцией;
nоб – общее количество проведенных изоляционных операций; Ксм=Vпл/Vоб, где Vпл – объем смеси в зоне поглощения, Vоб – общий объем смеси закачанный в скважине.
1. Высокая стабильность гидравлических условий и технологических процессов бурения за счет оперативного предупреждения газонефтеводопроявлений и гидроразрыва горных пород, а также эффективной изоляции поглощающих пластов с затратами средств и времени на 30–50% меньшими, чем при применении традиционных технологий. Здесь проявляется внутрисистемный эффект снижения или полного исключения из технологического процесса бурения механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и вскрываемого бурением массива горных пород.
2. Повышается качество и эффективность крепления скважин за счет комбинированного разобщения пластов в результате предварительной изоляции комплекса вскрываемых флюидонасыщенных пластов. Это приводит к росту дебита нефти и снижению обводненности скважин в среднем в 2,5 раза и в 8,8 раза соответственно (табл. 4). Внутрисистемный эффект в этом случае связан с формированием в приствольной зоне третьего элемента крепи – кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками, которые, в свою очередь, подавляют процессы водоотдачи исходного цементного раствора и сохраняют исходные тампонажно-технические свойства камня.
3. Сохраняются природные коллекторские свойства продуктивных пластов призабойной зоны за счет совмещения технологий их вскрытия и гидроизоляции от ствола бурящейся скважины посторонних флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи. При этом внутрисистемный эффект связан с реализацией механизма «расклинивающего» давления.
4. Применение комплекса технологий гидромеханического упрочнения ствола глубоких скважин формирует геолого-технические условия, оптимальные для совершенствования их конструкций (облегчения и упрощения) (рис. 5), а также нелинейно повышает показатели эксплуатации нефтяных и газовых скважин (табл. 4, 5).
Таблица 4
Результаты промыслового испытания технологии
комбинированного разобщения пластов продуктивной толщи
| №№ скв. | Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | Уровень динамический, м | Давление на устье, МПа | Давление забойное, МПа | Текущее пластовое давление, МПа | Коэффициент продуктивности, т/сут МПа |
| 206 | 9,7 | 1 | 1057 | 2,47 | 3,85 | 10,62 | 1,43 |
| 209 | 8,1 | 10 | 818 | 1,0 | 3,51 | 9,14 | 1,44 |
| 211 | 11,7 | 1 | 897 | 0,9 | 3,35 | 9,10 | 2,03 |
| 482 | 22,0 | 0 | 1057 | 1,0 | 2,2 | 8,9 | 3,28 |
| 483 | 3,4 | 0 | 930 | 0 | 2,14 | 10,6 | 0,4 |
Примечание: количество суток эксплуатации скважины изменяется от 75 до 400. Начальное пластовое давление – 17,1 МПа. Средний дебит базовых скважин 4,3 т/сут, обводненность 88%.
Таблица 5
Результаты эксплуатации опытных скважин открытым забоем
| №№ скв. | Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | Уровень динамический, м | Давление на устье, МПа | Давление забойное, МПа | Текущее пластовое давление, МПа | Коэффициент продуктивности, т/сут МПа | Дни эксплуатации на 01.01.2000 |
| 210 | 18,0 | 1 | 104 | 0 | 8,8 | 10,1 | 13,8 | 136 |
| 212 | 18,4 | 1 | 507 | 0 | 5,6 | 10 | 4,1 | 213 |
| 213 | 11,1 | 1 | 204 | 0 | 8,0 | 10 | 5,5 | 137 |
| 214 | 8,0 | 0 | 206 | 0 | 8,0 | 10 | 4,0 | 75 |
| 215 | 13,0 | 0 | 344 | 0 | 7,0 | 10 | 4,3 | 91 |
Аналогичные результаты эксплуатации опытных скважин получены при заканчивании открытым забоем (табл. 5) с формированием приствольного кольматационного экрана. Как следует из данных таблицы, прорыв пластовых вод к фильтру скважин за период эксплуатации (75–213 суток) отсутствует, показатели добычи нефти в сравнении с закрытым забоем скважин повысилась на 24,5%, а коэффициент продуктивности – в 2,2 раза. Причем в скважинах с открытым забоем (гидравлически совершенные по характеру и степени вскрытия) имеется существенный резерв по увеличению добычи нефти. Опытные скважины эксплуатируются при забойных депрессиях в 1,9 раза меньших, чем базовые (среднее значение депрессий 2,6 МПа) и динамических уровнях жидкости в опытных скважинах, сниженных в 3,0–3,5 раза.
Таблица 6
Оценка качественных и технико-экономических показателей
заканчивания скважин комплексом системных технологий
| Объем внедрения, скв. | Толщина пласта (перфорированная), м | Средние показатели эксплуатации | Градиент давления динам. между в/н и н/н пластами, МПа/м | Коэфф. продуктивности удельн., м3/сут МПа м | ||
| дебит нефти, т/сут | обводненность, % | депрессия, МПа | ||||
| ^ Итого: 11 скважин | до 1,0–2,0 | 8,49 | 37,7 | 3,7 | 5,4 | 1,79 |
| ^ Итого: 19 скважин | от 2,1 до 4,0 | 9,6 | 30 | 4,3 | 5,6 | 1,13 |
| ^ Итого: 5 скважин | более 4,0 | 15,3 | 35,4 | 2,7 | 4,2 | 0,68 |
| ^ Средние значения по опытным скважинам (выборка скважин, пробуренных по комплексной технологии) | 11,1 | 34,4 | 3,6 | 5,07 | 1,20 | |
| Показатели базовых скважин | 4,3 | 88,0 | 5,7 | 3,2 | 0,33 | |
| Отношение показателей опытных и базовых скважин | +2,6 | –2,6 | –1,6 | +1,8 | +3,6 | |
Сравнительная оценка качественных и технико-экономических показателей заканчивания скважин комплексом системных технологий представлена в табл. 6.
5. Разработанный комплекс буровых технологий по поддержанию необсаженного ствола в технически надежном состоянии создает оптимальные условия по совершенствованию конструкций глубоких скважин (упрощение и облегчение). Результаты промысловых испытаний комплекса представлены на рис. 5 при строительстве глубоких скважин на Северо-Комсомольском месторождении (Тюменская область) и Карачаганакском (Северный Казахстан). А в табл. 7 приведены технико-экономические показатели работ.
Рис. 5. Совершенствование конструкций глубоких скважин
Северо-Комсомольского (Тюменская обл.) и Карачаганакского
(Сев. Казахстан) нефтегазовых месторождений
Таблица 7
Технико-экономические показатели совершенствования
конструкции скважин
| Месторожден./ показатели | Рост показат. работы долот, % | Снижение осложнен., % | Уменьш. объема выбурен. породы, % | Снижен. металлоемк. констр., % | Сокращен. сроков строит. скв., мес. |
| Северо-Комсом. | 22–34 | 75–80 | 21 | 18–20 | 2–3 |
| Карачаганск | 25 | 90 | 27 | 18 | 3,5 |