Исследование и разработка комплекса технологий изоляции водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин Гилаев Гани Гайсинович

Содержание к диссертации

Введение

Раздел 1. Состояние теории и практики водоизоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин 8

1.1. Анализ теоретико-экспериментальных работ по ограничению водогазопритоков к нефтяным скважинам 9

1.2. Современные направления исследований газоводопритоков к скважинам 11

1.3.Технико-экономические основы проведения ремонтно-изоляционных работ и основные причины их низкой эффективности 14

1.4. Выбор направлений совершенствования изоляционных работ. Постановка задач исследований 20

Раздел 2. Разработка методического подхода к проблемам оценки эффективности изоляционных работ 24

2.1. Обоснование адатапционно-статистического подхода к проблеме изоляционных работ 24

2.2. Методика сравнительной оценки эффективности различных систем при изоляционных работах 35

2.3. Экономическая целесообразность проведения работ по ограничению водопритоков к скважине 40

Выводы по разделу 2 49

Раздел 3. Многомерный анализ результатов работ по изоляции водо притоков 50

3.1. Статистический анализ результатов ремонтно-изоляционных работ с целью ограничения водопритоков 52

3.2. Нагнетательные скважины, пласты АС9-11 Лянторского месторождения 71

Выводы по разделу 3 86

Раздел 4. Разработка и внедрение базовых рецептур гелеобразующих составов и технологий водоизоляционных работ 87

4.1. Краткая характеристика селективных водоизолирующих материалов 87

4.2. Разработка технологии изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин 89

4.3. Анализ результатов водоизоляционных работ в процессе строительства и заканчивают скважин 95

4.4. Исследование и разработка базовых рецептур гелеобразующих составов и их физико-химических свойств 100

Выводы по разделу 4 139

Основные выводы и рекомендации 141

Список использованных источников 143

Приложения 149

• Современные направления исследований газоводопритоков к скважинам
• Методика сравнительной оценки эффективности различных систем при изоляционных работах
• Нагнетательные скважины, пласты АС9-11 Лянторского месторождения
• Анализ результатов водоизоляционных работ в процессе строительства и заканчивают скважин

Введение к работе

Актуальность проблемы. В последнее время доля крупных месторождений, вовлекаемых в разработку и эксплуатацию, снизилась с 15 до 10%, 70-80% всего фонда добывающих скважин приходится на старые месторождения.

По данным геологических отчетов и результатам промыслово-геофизических исследований более половины скважин Западно-Сибирской нефтегазовой провинции дают обводнённую продукцию. Годовой прирост обводнённости нередко превышает 5%, а на отдельных месторождениях доходит до 12% и более. Прорыв воды в скважины и их полное обводнение во многих случаях происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Нефтеотдача многих месторождений не превышает 30-40%.

Продукция скважин на сложнопостроенных залежах, как правило, содержит воду уже на начальном этапе эксплуатации, а на месторождениях поздней стадии разработки обводненность скважин достигает 90 % и более. При увеличении объёмов ремонтно-изоляционных работ на 40% ежегодно число обводнённых скважин по Западной Сибири растет в 1,5-2 раза быстрее.

Поэтому в настоящее время проблема повышения эффективности и качества водоизоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин является важной народнохозяйственной задачей, от решения которой в значительной степени зависит повышение нефтеотдачи пластов.

Многообразие геолого-технических условий разрабатываемых месторождений способствовало созданию большого количества материалов и тампонажных систем, что существенно расширило номенклатуру технологий, применяемых при изоляционных работах. Однако успешность этих работ не превышает 40-60% в эксплуатационных и разведочных скважинах, что, видимо, явилось следствием недостаточного научного обоснования при массовом внедрении в промысловую практику.

В этой связи проблема создания наукоемких и высокоэффективных технологий ограничения водопритоков к скважинам весьма актуальна и от её решения во многом зависят текущие и конечные технико-экономические показатели разработки месторождений."

Цель работы. Повышение эффективности водоизоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин на основе обобщения, исследования, разработки и внедрения научно обоснованных технологий, способствующих увеличению нефтеотдачи пластов с обширными водонефтяными зонами.

Основные задачи.

1. Выбор и обоснование методов сравнительной оценки эффективности тампонажных систем и технологий ограничения водопритоков, обобщение и анализ эффективности их применения.

2. Разработка методических основ расчета экономической целесообразности и оптимального времени проведения изоляционных работ по скважине и месторождению в целом.

3. Анализ влияния комплекса геолого-технических факторов на эффективность работ по ограничению водопритоков к скважинам.

4. Разработка требований к тампонажным материалам и технологии их применения при водоизоляционных работах.

5. Обоснование технико-экономической целесообразности использования гелеобразующих составов (ГОС) при ограничении водопритоков, исследование их физико-механических свойств и разработка технологичных рецептур для ремонтно-изоляционных работ (РИР).

6. Разработка технологии РИР с использованием ГОС, опытно-
промышленное внедрение результатов исследований и оценка их технико-
экономической эффективности.

Научная новизна

1. Обосновано применение критерия вероятности Фишера и критерия Пирсона для сравнительной оценки эффективности тампонажных составов и технологий РИР.

2. На основе статистических и детерминированных методов оценки суммарных фактических (не прогнозных) объемов добычи предложен и обоснован критерий выбора оптимального времени проведения изоляционных работ на добывающих скважинах.

3. Установлено, что применяемые в настоящее время тампонирующие системы и технологии изоляции водопритоков с вероятностью 0,95 не различимы по уровню (%) успешности, а основой их выбора должны быть технологичность и стоимость.

4. 'Статистическими методами установлено, что в сложившейся практике РИР отсутствует корреляционная связь между учитываемыми геолого-техническими факторами, применяемыми водоизолирующими системами (технологиями) и величиной эффекта (дополнительная добыча нефти, длительность эффекта).

5. Научно обоснованы и разработаны рецептуры ГОС, адатапционно изменяющаяся технология их применения при РИР, установке потокоотклоняющих экранов (патент РФ №2131022 от 13.01.98).

Практическая ценность и реализация результатов исследований

На основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны:

научно-методические принципы сравнительной оценки эффективности применяемых и конкурирующих изоляционных систем и технологий;

методы расчета оптимального времени проведения изоляционных работ на скважинах и эффективности технических мероприятий по месторождению в целом:

новая рецептура тампонажной системы на основе ГОС для селективной изоляции водопроявляющих зон при строительстве и эксплуатации скважин;

адаптационно изменяющаяся технология применения тампонажной системы на основе ГОС, позволяющая снизить затраты материалов, времени и физического труда;

технологические регламенты и рекомендации по повышению эффективности работ по выравниванию профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин и РИР по ограничению водопритоков в добывающих скважинах.

Основные положения диссертационной работы использовались при составлении:

СТП 39-003-98. «Технология изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин» /Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Лядов Б.С. и др.//Краснодар, ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», 1998 г.-12с.

СТП 39-004-98. «Методические указания по оценке сравнительной эффективности тампонажных систем, новой техники и технологии» /Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Лядов Б.С. и др.//Краснодар, ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», 1998 г.-10с.

«Методические указания к лабораторным работам по оценке закупоривающей способности тампонажных систем» для студентов 3, 4 курса специальностей 090600, 090800 факультета нефти, газа и энергетики /Вартумян Г.Т., Гилаев Г.Г., Рыбалкин ТВ.// Краснодар, КубГТУ, 1998 г.-7с.

СТП 39-009-99. «Методика изоляционных работ по регулированию водопритоков при заканчивании и эксплуатации скважин» /Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Лядов Б.С. и др.//Краснодар, ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», 1998 г.-18с.

Основные результаты реализованы на производстве путём:

использования при подготовке технико-экономического обоснования и разработке технологии изоляции водоносных горизонтов на Тепловском, Кудринском и Ефремовском месторождениях;

использования при разработке технологии водоизоляционных работ в добывающих скважинах Петелинского месторождения, месторождения Зыбза-Глубокий Яр;

- разработки и внедрения технологии ВПП на нагнетательных скважинах
Лянторского и ХараМпурского месторождений.

Объем внедрения разработок по ОАО НПО «Роснефть-Термнефть», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» в настоящее время составляет 26 скважин.

Экономический эффект от разработки к 1999 году составил более 9-ти млн. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались:

- на Первой и Второй международных конференциях «Освоение место
рождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Шепси, июнь 1997 г.,
Анапа, октябрь 1999 г.).

на координационных совещаниях НК «Роснефть» (1997-1999гг.); на научно-технических советах ОАО «Сургутнефтегаз» (1996, 1997,1998 гг.);

на научно-техническом совете ОАО «Юганскнефтегаз» (1997 г.); на Ученых советах ОАО «РосНИПИтермнефть» (1997, 1998 гг.); на технических советах НГДУ «Черноморнефть» (1997- 1999 гг.); на научно-технических советах ОАО НПО «Роснефть-Термнефть» (1996-1999гг.);

на совместном заседании кафедр «Гидравлика» и «Нефтегазового промысла» КубГТУ (1999г.).

1. СОСТОЯНИЕ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ водоизоляционных РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от степени соответствия (адекватности) геолого-гидродинамической модели залежи реально существующим объектам. Чем ближе модель к действительному объекту, тем более обоснованы применяемые решения по управлению разработкой месторождения. Эти модели строятся на основе анализа геолого-промысловых материалов разведочного и эксплуатационного бурения, опытно- промышленной эксплуатации, гидродинамических исследований и т.д.

Однако построение гидродинамических моделей залежей наталкивается на непреодолимые трудности, обусловленные объективными и субъективными факторами.

Объективные факторы связаны с всегда ограниченным объёмом геолого-физической информации о свойствах коллекторов и со случайной структурой геолого-физических полей осадочных пород.

Такие свойства пород, как пористость, проницаемость, нефтеводогазона-сыщенность, прочность и др. носят случайный характер по глубине скважины (пласта) и по простиранию (площади) /1,2,3/. Особенно ярко они проявляются на месторождениях Западной Сибири, где корреляция свойств пород, глубина и конфигурация их распространения весьма неожиданна и разнообразна /4,5,6/. Такие системы называют «плохо организованными» системами /7/ и их моделирование на базе классических методов гидрогазодинамики практически не возможно.

Случайный характер геолого-физических полей, ограниченность объёма информации и неоднозначность её интерпретации приводят к тому, что построение моделей таких «плохо организованных» систем будет зависеть от научной школы, уровня подготовки технологов, их интуиции и опыта, т.е. субъективных факторов.

Примеры моделирования при проектировании разработки залежи нефти Салымского месторождения приведены в работе /4/. Ошибки, допускаемые при аналитическим описании карты изобар и определении гидропроводности и пье-зопроводности пласта по кривым восстановления давления (КВД), описаны в работе /8/.

В данном разделе даётся анализ состояния теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований по проблемам ограничения водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин и обоснование вероятностно-статистического подхода к этим проблемам.

1.1. Анализ теоретико-экспериментальных работ по ограничению водогазопритоков к нефтяным скважинам

Одной из причин обводнённости и загазованности продукции скважин при разработке месторождений на водонапорном, газонапорном или смешанном режимах является конусообразование газа или воды на забое скважины.

Впервые задачу притока жидкости к скважине, несовершенной по степени вскрытия, а на её основе и задачу стационарного конусообразования для однородного изотропного пласта сформулировал в 1937 г. М. Маскет 191. Здесь им сформулировано одно из условий существования конусов: градиент давления по направлению сил гравитации должен быть меньше или равен плотности тяжелой жидкости (AP/AZ < у).

Дальнейшее развитие теория конусообразования в скважинах получила в работах И.А.Чарного, Б.Б.Лапука, А.П.Телкова, А.К.Курбанова, В.Л.Данилова В.А.Кисель и др. При этом считалось, что точность полученных аналитических решений не ухудшается при учёте анизотропности пласта.

В.Н.Щелкачев, Н.М.Шульга, Ю.П.Коротаев, Н.С.Пискунов и др. считают, что безводный дебит скважины в основном определяется по времени выхода конуса воды к забою скважины, а депрессия определяется по статическому столбу жидкости между забоем и линией водонефтяного контакта (ВНК).

Экспериментальное определение критических безводных дебитов и депрессий проводилось в работах Д.А.Эфроса, А.К.Курбанова, А.И.Ширковского, М.Л.Сургучева, С.Н.Закирова, А.И.Гриценко, К.С.Басниева и др. Ими показано, что для анизотропных пластов определение и установление режима эксплуатации скважин по теоретическим зависимостям, полученным для изотропных пластов, приводят к большим погрешностям.

Применение ЭВМ позволило значительно расширить класс решаемых задач и перейти к решению сложных задач фильтрации двухфазных (многофазных) систем в анизатропных пластах к скважинам.

Так Д.Леткеман и К.Коатс (США), М.И.Швидлер и другие считают, что в такой сложной постановке можно определить общий подъём линии контакта нефть-вода. Одновременно с этим в работе /10/ М.И.Швидлер и Б.Л.Данилов показали правомерность сведения двух, трёхразмерных задач и моделей к одноразмерным.

Теоретическому решению сложных задач одновременного движения в пористых средах воды, нефти и газа посвящены работы П.Я.Полубариновой-Кочиной, М.Д.Миллионщикова, М.Д.Розенберга, М.М.Глаговского, И.А.Чарного, А.П.Телкова и др.

Другой, не менее важной причиной обводнения продукции скважин является прорыв краевых и нагнетательных вод к скважинам. Помимо упомянутых выше авторов теоретические подходы к решению задач движения краевых и нагнетаемых вод рассмотрены в работах /9,10,11,12,13,14,15 и др./.

В данных работах решаются задачи движения водо-нефтяных, газоводо-нефтяных систем в пористых анизотропных средах, притока воды в газовую за-

лежь, процессов заводнения нефтяных залежей при различных схемах расположения нагнетательных скважин и различных краевых условиях.

Опираясь на теоретические и экспериментальные результаты указанных работ в период с 50-х годов по настоящее время развиваются различные подходы к практическому решению задач по ограничению и ликвидации нефтеводо-газопроявлений при строительстве и эксплуатации скважин. К настоящему времени эти работы сформировались в самостоятельное научное направление по разработке техники и технологии ограничения газоводопритоков к эксплуатационным скважинам.

В работе /16/ даётся анализ текущего состояния месторождения Медвежье (пластовое давление, объём добычи по годам, оценка запасов и др.) при наличии подошвенной воды. Предложены зависимости для расчета объёма внедрившейся воды.

С.Н.Закиров и др. /17/ разработали математическую модель эксплуатации скважин и предложили методику исследования деформации раздела газоводяного контакта (ГВК) при разработке газоносных пластов с подошвенной водой. Приведены многочисленные примеры прогнозирования конусообразования.

Каримов М.Ф. и Киселёв Г.И. /18/ на основе обобщения отечественного и зарубежного опыта разработали технологию повышения эффективности работы водонагнетательньгх скважин, основанную на физико-химических методах интенсификации с осушкой, очисткой и креплением призабойной зон скважины.

Сидоров И.А., Поддубный Ю.А. и Кан В.А. /19,20/ провели обобщающий анализ зарубежного опыта по повышению эффективности заводнения путём регулирования приемистости водонагнетательньгх скважин. Описаны применяющиеся реагенты и материалы, приведены физико-химические основы применения рекомендуемых реагентов и технологии проведения работ по закупорке высоко проницаемых пропластков.

Разин Е.В. и др. /21/ рассматривают вопросы интенсификации разработки месторождений на поздней стадии и проблемы ограничения притока нагнетаемых вод.

Серьёзный анализ проведён Зотовым Г.А., Блинковым Н.Н. и др. в работе /22/. Здесь приведены описания 14 патентов за период 1972-1982 годы, давших положительные результаты при эксплуатации обводняющихся скважин. Снижение водопритоков в скважину достигается изоляцией обводнившихся пропластков водными растворами акрилового полимера, различных смол, пен, установкой горизонтальных экранов в призабойной зоне и др.

Открытие и введение в эксплуатацию новых месторождений в Западной Сибири, переход к эксплуатации старых месторождений на поздней стадии разработки, накопление большого статистического материала по геолого-физическим свойствам коллекторов показали ограниченность классических подходов гидрогазодинамики к изучению и моделированию «плохо организованных» систем, таких как многопластовые месторождения нефти и газа Западной Сибири.

Эффективность разработки этих месторождений напрямую стала зависеть от успешности проведения работ по заканчивайте скважин и ремонтно-изо-ляционных работ в процессе эксплуатации месторождений.

Для использования капиллярных эффектов на границе нефть-вода с целью ограничения водопритоков как в поисково-разведочном бурении, так и в добывающих скважинах стали использоваться помимо цементных растворов на водной и углеводородной основе методы изоляции, основанные на закачке в пласт нефти, нефтемазутных смесей, поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Нашли распространение растворы сульфонатриевых солей в смеси с нефтью. В дальнейшем стали применяться методы, базирующиеся на закачке в пласт воздуха, аэрированной воды и пен.

Начиная с конца 60-х годов, для изоляции притока пластовых и нагнетаемых вод, стали широко применяться селективные методы, основанные на использовании: органических полимерных материалов; неорганических водоизо-лирующих реагентов и элементоорганических соединений.

1.2. Современные направления исследований газоводопритоков к скважинам

Современные направления исследований водогазопритоков к скважинам характеризуются переходом от классических методов решения одно-двухразмерных задач к многоразмерным (многофакторным). Здесь применение классических методов газогидродинамики наталкивается на непреодолимые трудности, связанные с многоразмерными задачами, решение которых этими методами практически невозможно.

С целью учёта локальных неоднородностей гео л ого- физических свойств пород и пластовых флюидов, геометрических и технологических факторов конкретной скважины на образование и развитие газоводопритоков и их влияние на эффективность разработки месторождений потребовался комплексный подход к проблеме повышения эффективности изоляционных работ.

Проблема повышения эффективности изоляционных работ в процессе эксплуатации скважин включает в себя две важные стороны: организационно-экономическую и технико-технологическую.

В основе решения организационной стороны указанной проблемы лежат методы, развитые в теории массового обслуживания /23,24,25/. Эти методы с учетом специфики нефтегазовой отрасли развиты в работах /26,27,28,29,30,31 и др./.

Авторы данных работ дают рекомендации по оптимизации строительства и ремонта скважин. Принятие оптимальных решений обеспечивает повышение эффективности технологических процессов, организации работ основных и вспомогательных подразделений производственных предприятий и баз производственно-технического обслуживания, даёт возможность не только выполнить планы по объёмам добычи и срокам, но и более рационально использовать материальные, сырьевые и трудовые ресурсы. Мнение авторов данных работ относительно применяемых методов достаточно согласованы, а в вопросах вы-

бора критерия оценки эффективности проводимых мероприятий по ограничению водопритоков много противоречивых подходов.

В 1986 году бывший Миннефтепром выпустил методические указания /32/, в которых содержались рекомендации по расчёту экономической эффективности КРС. В расчётные формулы годового эффекта входили такие параметры, как коэффициент успешности по вариантам и среднее время действия эффекта. Их определение возможно только после накопления значительных статистических данных. Методически близки к приведённому подходу взгляды авторов работы /33/.

Наиболее полно методические вопросы определения экономической эффективности ремонтных работ освещены в работах ТатНИПИнефть и др. /29,30,34,35,36/. Несомненным достоинством упомянутых подходов является достаточная достоверность результатов расчетов экономического эффекта от проведения РИР по фактическим данным на хорошо изученных месторождениях. Однако, для новых регионов или новых технологий РИР применить такой методический подход нельзя, так как коэффициенты успешности и предполагаемая длительность эффекта являются случайными величинами. Их определение требует накопления статического материала для получения необходимого объёма выборки.

Основным критерием эффективности применения тех или иных технологий изоляционных работ по ограничению водопритока в геолого-разведочном бурении является получение достоверной геолого-промысловой информации о характере насыщения, продуктивной характеристике пластов и других гидродинамических характеристиках для обеспечения качественного испытания объектов, подсчёта запасов и составления проектов разработки. Примеры расчёта эффективности изоляционных работ приведены в работах /34,35/.

Для эксплуатационных скважин критерии эффективности могут быть различными. Таковыми могут быть: стоимость ремонтных работ; объём дополнительно добытой нефти; обводнённость продукции; длительность эффекта и др.

В зависимости от выбранного критерия можно одни и те же результаты интерпретировать по разному.

В зарубежной практике объём ремонтных работ определяется стоимостью нефти на внутреннем и внешнем рынке /37,38/. Растут цены - активизируется деятельность добывающих фирм и увеличивается объём ремонтных работ. В США предложения ремонтных услуг значительно превышают их спрос. В качестве критерия эффективности и определения приоритетности (очерёдности ремонта) скважин ими используется отношение объёма дополнительно добытой нефти ко времени ремонта (Дс[д_0П/ЛГр).

Технико - технологическая сторона проблемы повышения эффективности изоляционных работ по ограничению водопритоков к скважине чрезвычайно сложна. Несмотря на большое количество научных и опытно - промышленных работ, выполненных в период с 1970 по 1986 гг. ведущими российскими институтами, эта сторона проблемы далека от своего решения. В этот период ВНИИнефть,

СибНИНП, ЗапСибБурНИПИ, СевКавНИПИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИ-ПИнефть, ВНИИКРнефть, ВНИИБТ и другие институты, опираясь на теоретические разработки, отмеченные в п. 1.1 провели значительное количество исследований по вопросам изоляции краевых, подошвенных и нагнетательных вод. Однако, успешность ремонтно-изоляционных работ не превышала 20%. В этот период наметились и широко стали внедряться различные тампонажные композиции, основанные на применении поверхностно-активных веществ (ПАВ), ас-фальтосмолистых веществ (АСВ), гелеобразующих составов (ГОС), водрорас-творимых тампонажных составов (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров КОС и др. В этом направлении работ большой вклад внесла школа сибирских нефтяников/39,40,41,42,43,44,45,50,51/.

Вопросам выбора техники и технологии проведения КРС, (РИР) посвящена обширная литература, например, /46,47,48,49,50,51,52,53,54,55/. В этих работах проведён анализ различных технологических приёмов проведения КРС применяемых материалов, режимов работ, а также успешности проведения операций. В частности, в работах /53,55/ показано, что применяя методы математической статистики можно в зависимости от комплекса геолого-технических условий выбрать такие технологические параметры и режимы цементирования, которые с высокой степенью вероятности делают РИР успешными. В работах /38,46,54/ отмечается, что основанием для проведения РИР на нефтяных скважинах является несоответствие дебита нефти и содержания воды в продукции характеру насыщенности эксплуатируемого пласта. Здесь же приведены основные сведения для обоснования и выбора технологии РИР.

Серьёзное исследование сделано в работах /31,54/, где приводится методика выбора скважин для первоочередных РИР и алгоритм расчёта критерия этого выбора. Правда эти работы носят сугубо иллюстрационный характер и не содержат экономических показателей результатов РИР на действующих предприятиях. Авторы исходят из необходимости увеличения добычи нефти, не считаясь с затратами, длительностью эффекта и окупаемостью ремонтных работ.

На основании проведённого анализа исследования в области изоляционных работ можно разделить на три взаимосвязанных направления:

6. Разработка методических основ выбора критериев оценки эффективности изоляционных работ и методов расчета экономического эффекта;

7. Разработка научно- обоснованных методов выбора техники и технологии проведения РИР;

8. Разработка рецептур тампонажных систем и композиций с различными физико-химическими свойствами.

Единство и взаимосвязь указанных трёх направлений исследований определяется технико-технологическими и геолого-физическими условиями применения.

Таким образом, к настоящему времени, состояние теоретического и экспериментального изучения вопросов эксплуатации скважин, вскрывающих водоплавающие залежи и месторождения, сложенные слабосцементированными коллекторами, достигло наивысшего уровня и исчерпало свои возможности.

Однако, все полученные решения не учитывают взаимного влияния скважин друг на друга, различие в дебитах скважин по нефти и воде, периодическую остановку скважин и т.д. Это приводит к тому, что полученные решения нельзя распространить на все месторождения в целом. Дело в том, что скважины, пробуренные на месторождении, и сам пласт представляют собой единую гидродинамическую систему. Показатели технологических процессов, протекающие в этой системе, подчиняются не детерминированным, а статистическим законам. Это объясняется тем, что в такой статистической системе основные параметры, характеризующие пластовые условия (давление, температура), ли-толого-физические свойства пород (проницаемость, прочность, нефтеводона-сыщенность и др.), а также вариация технических характеристик работы сква-жинного оборудования являются случайно распределёнными по площади, по глубине и во времени. Если сюда добавить трудности получения достоверной информации о параметрах пластов (мощность, пьезо- и гидропроводность), ошибки в измерениях при контроле технологических параметров работы скважины, то получается сложная «плохо организованная» система ПІ. В этой системе процессы движения краевых и подошвенных вод к скважинам могут протекать совсем иначе чем аналогичные процессы, протекающие в пласте к изолированной и рассматриваемой как самостоятельная одиночной скважине. При большом числе влияющих факторов, тесной взаимосвязи одних технологических процессов с другими система усложняется так, что в ней возникают новые качества, которые обнаруживаются новыми свойствами.

Развёртывание разработок по исследованию таких систем должно основываться на вероятностно-статистическом подходе.

1.3. Технико-экономические основы проведения ремонтно-изоляционных работ и основные причины их низкой эффективности

Обводнённость продукции скважины может быть вызвана различными причинами, основными из которых являются:

подтягивание конуса подошвенной воды;

прорывы краевых или нагнетательных вод через высокопроницаемые пласты;

межпластовые перетоки из-за нарушения герметичности заколонного пространства;

подключение обводнённых пропластков в процессе эксплуатации из-за снижения давления на забое скважины и др.

Установление причин обводнения является важнейшим вопросом при выборе технологии проведения изоляционных работ. Поэтому прогнозирование, диагностика причин водопроявлений и их предупреждение должны вестись непрерывно в процессе разработки месторождения.

Во многих случаях обводнённость связана с изменением темпа отбора продукции. Увеличение темпа отбора обычно сопровождается увеличением обводнённости продукции. Это может проявиться мгновенно или с запаздыванием.

В случае обводнения скважины фильтрационным потоком изменение темпа отбора на добывающей скважине или темпа закачки вытеснителя (воды) на нагнетательной скважине влияет с заметным запаздыванием.

Повышение темпа отбора может вызвать подтягивание конуса подошвенной воды к нижним перфорационным отверстиям эксплуатационной колонны и тогда реакция обводнённости может быть мгновенной.

При эксплуатации многопластовых месторождений увеличение темпа отбора или снижение давления в «подключенном» пласте может привести к обводнённости продукции за счёт перетока воды из обводнённого пласта с более высоким давлением. Этот процесс происходит с запаздыванием, т.к. при подключении оба пропластка питают скважину.

Подключение пропластков с различным давлением может происходить также при изменении темпа закачки воды в нагнетательных скважинах. Это может произойти мгновенно, если нагнетательная скважина и добывающая соединены «языком» - обводнённым пропластком.

Приведённые примеры причин обводнённости показывают, что отсутствие надёжных методов выявления причин обводнённости может привести к низкой эффективности применяемой технологии ограничения водопритоков.

На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки (Башкирия, Татария, Западная Сибирь, Кубань и др.) могут одновременно проявляться все виды обводнённости. Темп роста обводнённости здесь составляет 10% в год. На многих площадях с водой эксплуатируются от 90 до 100% всего действующего фонда скважин.

В Среднем Приобье водопроявления, связанные с негерметичностью эксплуатационных колонн, составили 52,2% за период с 1976 по 1980гг. В ряде нефтегазовых районов, осложнения связанные с негерметичностью обсадных колонн достигают 20%. Затраты на РИР в эксплуатационном бурении составляют 60%, а в разведочном бурении составляют - 80% от общих затрат на крегг-ление скважин /53,55/.

Успешность работ по восстановлению герметичности колонн крайне низка и составляет на предприятиях Кубани - 40%). В Зап.Сибири в период с 1976 по 1984 гг. при производстве разведочных работ эффективность РИР составляла 20%). В период с 1985 по 1992 гг. процент успешности возрос за счёт более целенаправленного внедрения водоизоляционных материалов на основе кремний-органических и других соединений /52/.

В настоящее время более половины добывающего фонда скважин дают обводнённую продукцию. Наблюдается резкий рост количества обводнённых скважин, особенно доли скважин с обводнением более 90%), где требуется проведение РИР.

Несмотря на рост объёма ремонтных работ в среднем на 30-40% ежегодно, темп роста числа обводнённых скважин в 1,5-2 раза выше. В ПО «Юганскнефтегаз», например, более половины скважин эксплуатируются при обводнённости более 70%). Годовой темп роста обводнённости составляет уже 5-12% и более. Большая доля нефти заключена в водонефтяных зонах, а 30% залежей во-

доплавающие. Это приводит практически к отсутствию безводного периода эксплуатации скважин. Анализ геолого-промыслового материала показывает, что на многих площадях происходит одновременное проявление прорыва фронта нагнетательных вод, обводнение чуждыми водами вследствие негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной, в ряде случаев -обводнение подошвенной водой из-за подъёма ВНК и подтягивания конуса воды.

Бурение новых скважин на таких месторождениях является крайне нерентабельным и нецелесообразным.

Исследования, проведённые в работе /36/, показали, что ввод в эксплуатацию скважин на месторождениях с обводнённостью 50% на поздней стадии разработки, даёт максимальную прибыль через 8 лет эксплуатации, а расходы окупаются через 2 года. При 70% обводнённости есть большая вероятность, что прибыль вообще не будет получена, а срок окупаемости достигает 5 лет. При 80% -ом уровне обводнённости затраты на бурение уже не компенсируются дополнительной добычей нефти /36/.

Расчёты экономической эффетивности ввода новых скважин /36/, выполненные в 1986 году по основным добывающим объединениям Миннефтепрома, приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1. - Эффективность ввода новых скважин в 1986 году

Как видно из таблицы 1.1, уже тогда в 1986 г. срок окупаемости новых скважин на старых месторождениях Главтюменнефтегаза достигал 11,3 лет.

Отсюда очевиден интерес к проведению ремонтно-изоляционньгх работ ограничения водопритоков, как более оперативных и менее затратоёмких работ для разработки обводнённых месторождений.

Ставя перед собой задачу выявить основные причины низкой эффективности применяемых методов ограничения водопритоков к скважинам, необходимо прежде всего остановиться на особенностях разработки технологий изоляционных работ и методах оценки их эффективности.

Одной из главных причин «неудач» в проведении изоляционных работ является несоответствие рекомендованных методов исследования, моделирования и разработки технологии сложности объекта воздействия. Эффективность той или иной операции (технологии) по ограничению водопритоков определяется тем, насколько выбранные технологические решения и их реализация соответствуют динамической структуре изменений нефтеводогазовых потоков в пластах и физико-химическим процессам в них протекающих при технологическом воздействии. Отсутствие геодинамической модели прискважинной и удалённых зон пласта, изменчивость геолого-физических свойств пластов и насыщающих их флюидов предопределяют неоднозначность возможных технологических решений и их результатов.

Не менее важной причиной неудовлетворительных результатов ремонтно-изоляционных работ является отсутствие чёткой классификации применяемых материалов, химических реагентов и созданных на их основе систем и требований к ним в зависимости от геолого-технических условий применения. Многообразие особенностей прискважинной и удалённых зон пласта потребовало создания и внедрения в промысловую практику большого количества различных материалов и реагентов, что существенно расширило номенклатуру систем, применяемых при ремонтно-изоляционных работах /52,56,57,58,59,60,61/.

Об этом свидетельствуют следующие данные /52/. За период с 1978 по 1993 гг. по основным направлениям совершенствования разработок в области ограничения водогазопритоков было опубликовано: 48 работ по повышению эффективности изоляции; 24 - по повышению прочности тампонажн-ых систем; 7 - по закупоривающей способности составов; 9 - по снижению проницаемости; 21 - по селективной изоляции.

Количество патентов по способам и составам систем для ограничения водопритоков за 1970 - 1988 гг. составило /52/: СССР -115; США - 48; Великобритания - 5; Германия - 4; Франция - 3. Итого: 294 работы, из них 175 патентов и 119 статей и других публикаций в научно- технических журналах и др. И их количество будет неуклонно расти пока не будут выявлены наиболее эффективные и не будут определены требуемые свойства этих систем в соответствии с геолого-техническими условиями их применения.

Таким образом, в распоряжении технолога имеется комплекс геолого-технических условий, нечётко определённые причины обводнения скважин и набор тампонирующих систем и композиций /62,63,64,65,66,67,68/. Отсутствие чётко формализованных требований к свойствам тампонажных систем и композиций, а также многообразие геолого-физических характеристик пластов и пластовых флюидов, большая номенклатура рекомендованных материалов и химических реагентов приводят к неоднозначным технологическим решениям.

В такой сложной ситуации ориентироваться на средние значения показателей свойств и геолого-технических характеристик нельзя, а провести научно-исследовательские работы по исследованию влияния приведённых факторов на закупоривающую способность тех или иных материалов практически невозможно. Технолог не сможет осуществить целенаправленное изменение свойств тампонажных систем (композиций) для выявления их влияния на эффективность проведения изоляционных работ. С другой стороны было бы наивно предполагать, что вообще возможно создать такую систему, которая могла бы подходить для всего многообразия внешних условий. Более того, технолог не может учесть последствия воздействий от проведённой операции на динамику изменения пластовых условий, взаимодействие скважин и пластов друг с другом, а также массу обязательно существующих, но не наблюдаемых процессов, которые начнут проявляться при проведении изоляционных работ и после их окончания.

Другой причиной «неудач» применяемых методов ограничения водопри-токов при заканчивании и эксплуатации скважин является отсутствие единого подхода к вопросам оценки эффективности проводимых работ и связанного с этим методического подхода к анализу результатов и корректировки технологий, т.е. отсутствие обратной связи /69,70,71,72,73,74,75/.

Учитывая сложность получения комплекса свойств систем, удовлетворяющих требованиям конкретной геолого-технической обстановки необходима разработка системного подхода к оценке эффективности применяемых материалов и рецептур по видам ремонтно-изоляционных работ, геолого-техническим условиям и типам применяемых композиций. Эта работа должна координироваться каким - либо НИИ целенаправленно и включать в себя элементы, представленные на блок - схеме (рис. 1.1).

В зависимости от видов изоляционных работ для комплекса геолого-технических условий должны быть сформулированы требования к свойствам тампонажных растворов и композиций на стадии их приготовления и закачки (вязкоупругие свойства, прокачиваемость, химическая активность, давление закачки и т.д.). Аналогичные требования должны быть сформулированы и для конечного продукта в пласте (или в месте доставки композиции), создаваемого в виде изоляционных экранов или оторочек (прочность, проницаемость, пьезо-проводность и др.).

На основании этих требований выбирается состав и рецептура приготовления композиций с учётом природоохранных ограничений.

После проведения работ по ограничению водопритоков необходимо провести оценку результатов работ по заданному критерию эффективности. Методические основы оценки эффективности и критерий оценки должны быть едиными для всех типов применяемых систем по видам ремонта. Такой подход позволит исключить субъективное мнение разработчиков технологий и дать объективную оценку результатов.

В блоке «Анализ» проводится сравнительная оценка различных систем, применяемых для одних и тех же видов работ, проводится анализ влияния

Виды работ:

I. Ликвидация проры
вов закачиваемых вод,

верхних, нижних и подошвенных;

II. Изоляция дефектов
тела трубы и ликви
дация негерметично
сти соединительных
узлов колонны

Требования к

свойствам

тампонажных

жидкостей при

приготовлении

к закачке

Требования к свойствам тампонажных систем и композиций в пластовых условиях

Экологические ограничения к составу систем

Состав, рецептура и свойства тампонажных систем и композиций

Анализ результатов работ и выдача рекомендаций

Оценка эффективности изоляционных работ

Рис. 1.1. Блок-схема разработки технологии и анализа результатов изоляционных работ

комплекса геолого-технических факторов на успешность результатов и вырабатываются рекомендации по изменению состава или рецептуры, а также по изменению требований к этим композициям .

Одновременно в блоке «Анализ» должна быть проведена комплексная оценка влияния изоляционных работ на тех или иных скважинах на динамику обводнённости соседних скважин и месторождения в целом. Это связано с тем, что установка изолирующих экранов и снижение водопритоков к одним скважинам может привести к перераспределению потоков в пласте и катастрофическому обводнению других скважин. К сожалению, в настоящее время имеется всего несколько работ по вопросам оценки взаимодействия скважин при проведении изоляционных работ и при обработке призабойной зоны с целью интенсификации добычи нефти.

1.4. Выбор направлений совершенствования изоляционных работ. Постановка задач исследований

В предыдущих разделах было показано, что применяемые классические методы и полу-эмперические подходы к задачам прорыва подошвенных, краевых и нагнетательных вод, а также к задачам создания изоляционных экранов и оторочек не могут учесть следующие особенности объекта воздействия и технологий:

- многофакторность, т.е. влияние геолого-физических и технико-
технологических факторов;

сложность процесса взаимодействия системы «скважина - закачиваемая система - пласт». Сюда следует отнести, в частности, явления массопереноса, диффузию, термодиффузию, взаимодействие породы и флюида с тампонажной системой;

динамичность процессов, происходящих в прискважиннэй и отдалённых зонах пласта, взаимодействие скважин и др.; J

стохастичность, т.е. вероятностный характер свойств пород, пластовых флюидов и изоляционных систем.

Для описания таких сложных, динамичных и стохастических систем («плохо организованных») весьма эффективным является применение адаптационно - обучающихся моделей, а для воздействия на такие системы применяют адаптационно — обучающиеся технологии /77,78/. В тех случаях, когда имеется неполная информация об объекте воздействия и возможных последствиях воздействия для принятия решений используют теорию игр /79,80/.

Здесь под объектом воздействия понимается дренированный пласт, а под технологией - совокупность оборудования, материалов, состав и рецептура, режимы приготовления и закачки тампонажной системы в пласт, а также полученный в пласте изоляционный экран.

Несмотря на различие объектов воздействия, применяемой техники, материалов и др., технологический процесс изоляции водопритоков можно разделить на две части: обеспечивающую и функциональную.

К обеспечивающей части относится оборудование и материалы, технологическая схема приготовления и закачки тампонажной системы.

К функциональной части относится закачиваемая в пласт тампонажная система с заданным составом, рецептурой и показателями свойств.

Управляемыми параметрами являются: состав и рецептура, режим приготовления и закачки тампонажной системы и соподчинённые им показатели свойств, такие как время начала гелеобразования (начало схватывания), закупоривающая способность экрана, прочность, долговечность и др.

Цель управления: обеспечение надёжного, долговечного изоляционного экрана заданного качества и свойств для селективной изоляции водопритоков.

Оценка эффективности управления: количество дополнительно добытой нефти, длительность эффекта, % обводнённости продукции и др.

Попытки формализовать выбор тех или иных технологий в зависимости от геолого-физических условий дренированного пласта, сравнить несколько технологий изоляционных работ между собой и выявить их преимущества, обосновать какими количественными физическими свойствами должны обладать экраны в том или ином пласте и др. показали, что процесс принятия решений в настоящее время осуществляется на эвристическом или интуитивном уровне. В частности, нет требований к количественным характеристикам тампонажных систем (плотность жидкости, статическое напряжение сдвига и др.). Нет количественных показателей свойств экранов (проницаемость, прочность, толщина и др.).

В связи с отсутствием косвенных показателей, позволяющих оперативно оценить итоги проведения технологических операций по изоляционным работам, оценку эффективности проводят по объёму дополнительно добытой нефти за некоторый промежуток времени или за время эффекта. Такой подход не позволяет оценить влияние отдельных -геолого-физических и технико-технологических факторов на результативность работ. Более того не существует методического подхода к сравнительной оценке эффективности двух технологий с целью выявления преимуществ одной технологии над другой. Это приводит к субъективным заключениям и волюнтаризму при принятии решений.

Можно привести много примеров рекомендаций, носящих качественный характер. Например, «влагоизолирующие композиции должны обладать хорошей фильтруемостью» или «регулируемыми в широком диапазоне реологическими характеристиками» и т.д. Использовать такие рекомендации для составления математических моделей или анализа результатов работ не представляется возможным.

Не менее важной проблемой при планировании и организации работ по изоляции водопритоков является проблема выбора очерёдности скважин для их изоляции. Очевидно, имеются неформализованные правила для принятия решений. В первую очередь необходимо проводить ремонты на скважинах, которые обеспечивают выравнивание профилей движения краевых и нагнетательных вод. Это приоритет - номер один. В то же время нет ясности, а какую

скважину изолировать при одновременном прорыве подошвенных и чуждых вод. Следовательно, и этот вопрос не достаточно исследован.

Таким образом, проведённый в данной главе анализ показал, что в настоящее время недостаточно полно исследован ряд вопросов, имеющих важное значение для дальнейшего совершенствования техники и технологии изоляционных работ.

В частности, в отрасли не существует: научно - обоснованных методик оценки сравнительной эффективности конкурирующих технологий и тампо-нажных систем; экономических критериев обоснования очерёдности проведения изоляционных работ на скважинах; методического подхода к оценке влияния геолого-технических и технологических факторов на объём дополнительно добытой нефти и длительность эффекта; формализованных правил выбора тех или иных изоляционных составов, объёмов и темпов закачки и др. в зависимости от конкретной геодинамической и геофизической характеристики присква-жинной и отдалённых зон дренированного пласта.

Следовательно, в настоящее время основные исследования в области изоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин должны быть направлены на:

обобщение накопленного опыта работ по созданию и внедрению различных тампонажных систем и технологий;

создание методических подходов к сравнительной оценке эффективности различных систем и технологий;

разработку формализованных методов определения целесообразности проведения изоляционных работ и очерёдности их проведения на скважинах;

выявление влияния геолого - физических и технико - технологических факторов на успешность изоляционных работ и величину экономического эффекта;

- совершенствование методов оценки эффективности проведения изоляци
онных работ;

- создание адаптационно - обучающихся технологий, позволяющих опе
ративно в процессе проведения работ на одной или двух скважинах настроить
технологические параметры системы на быстроизменяющиеся параметры объ
екта воздействия;

- классификацию применяемых тампонажных материалов на базе мине
ральных вяжущих, полимерных, неорганических и элементоорганических ма
териалов, реагентов и соединений по видам изоляционных работ и по областям
применения.

Всё это позволит поставить на научную основу проектирование технологических процессов проведения изоляционных работ, начиная от выбора состава и рецептуры системы и кончая прогнозированием экономической эффективности проведения операций.

Учитывая важность этих направлений научно-исследовательских работ, в настоящей диссертации поставлены следующие задачи:

9. Выбор и обоснование методов сравнительной оценки эффективности тампонажных систем и технологий ограничения водопритоков, обобщение и анализ эффективности их применения.

10. Разработка методических основ расчета экономической целесообразности и оптимального времени проведения изоляционных работ по скважине и месторождению в целом.

11. Анализ влияния комплекса геолого-технических факторов на эффективность работ по ограничению водопритоков к скважинам.

12. Разработка требований к тампонажным материалам и технологии их применения при водоизоляционных работах.

13. Обоснование технико-экономической целесообразности использования гелеобразующих составов (ГОС) при ограничении водопритоков, исследование их физико-механических свойств и разработка технологичных рецептур для ремонтно-изоляционных работ (РИР).

6. Разработка технологии РИР с использованием ГОС, опытно-
промышленное внедрение результатов исследований и оценка их технико-
экономической эффективности.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКОГО ПОДХОДА К ПРОБЛЕМАМ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

Ранее (раздел 1) отмечалось, что проблема ограничения водопритоков в процессе заканчивания и эксплуатации скважин включает две важные стороны: технико-технологическую и организационно-экономическую.Об экономической сущности проблемы и недостатках в подходах к решению этой проблемы указано в п. 1.1.

Несмотря на большое количество влияющих факторов на результативность изоляционных работ все эти факторы можно разбить на три большие группы.

Первая группа - это природные факторы геолого-физического характера, связанные с объектом воздействия. К ним относятся - неконтролируемые параметры: проницаемость призабойной зоны, пластовое давление, вязкость нефти, минерализация пластовых вод и др.

Вторая группа - это технологические параметры, которые определяют режимы проведения работ (технологию). К ним относятся: применяемые материалы, состав и рецептура, давление и объём закачки системы и др.

Третья группа - это параметры, по которым оцениваются результаты ремонта, т.е. технико-экономические показатели: дебит жидкости после ремонта, обводнённость продукции, длительность эффекта и др.

Из названных трёх групп факторов только вторая группа является управляемой. Поскольку они находятся в распоряжении технолога, то выбор конкретных решений зависит от состояния объекта воздействия, т.е. от первой группы факторов.

Третья группа факторов является результатом воздействия второй группы на первую. Эти результаты хотя и объективные, но часто носят субъективное толкование, что приводит иногда к неправильным выводам.

2.1. Обоснование адаптационно-статистического подхода к проблеме изоляционных работ

Чтобы до конца понять сложность ситуации, в которой находятся технологи при выборе решений, необходимо более подробно остановиться на геолого-физических полях, т.е. на характеристиках объекта воздействия. Приведём пример геологической характеристики пласта АСр-п Лянторского месторождения /83,84/:

средняя проницаемость по пласту А₉ равна 285-10" мкм (интервал изме-нения от 0,6 до 2659-10" мкм );

среднее значение пористости 22% (интервал изменения от 16 до 30%);

пластовая вода гидрокарбонатно-натриевого типа, минерализация воды колеблется от 10,4 до 16 г/л;

- толщина коллектора заключена в диапазоне от 1,8 до 34,4 м; интервал
перфорации от 2,0 до 34,6 м;

- расстояние от ГНК до интервала перфорации от 9,6 до 16,0 м; толщина непроницаемых перемычек между ВНК и интервалов перфорации от 3,6 до 4,8 м и т.д.

В такой сложной ситуации технолог не сможет осуществить целенаправленное изменение свойств тампонажных систем для влияния на эффективность проведения изоляционных работ. Необходимо также учесть динамику изменения пластовых условий, взаимодействие скважин и пластов друг с другом, а также массу обязательно существующих , но не наблюдаемых процессов, которые начнут проявляться при проведении изоляционных работ.

Разработка технологии проведения работ по ограничению водопритоков начинается с анализа неуправляемых факторов, т.е. с изучения объекта воздействия. Здесь нефтяник сталкивается со свойствами пород и насыщающими их флюидами, которые являются случайно распределёнными по глубине и по простиранию. В работе /3/ построена модель продуктивного пласта и обосновано применение теории случайных функций /1,2,5,23/ для построения основных характеристик процессов фильтрации жидкости и газа в неоднородных изотропных пористых средах.

Ниже на примере хорошо изученного Шпаковского месторождения покажем порядок расчёта статистических характеристик параметров эксплуатируемого пласта и точности их определения. Далее на многочисленных примерах покажем законы распределения геолого-физических параметров пластов и законов распределения свойств применяемых тампонажных систем.

Исходные данные, заимствованные из работы /3/, представлены на рис.2.1 ( в числителе - номер скважины, в знаменателе - проницаемость в милидарси) и приведены в таблице 2.1.

Эти данные получены по кривым восстановления давления (КВД), снятым и расшифрованным работниками ВНИИнефть и ТатНИПИнефть. Условный радиус месторождения R = 5000 м. Проницаемость изменяется в диапазоне 48-580-10"³мкм².

По данным таблицы 2.1 рассчитаны среднее значение проницаемости по полю

к_п = 272-10" мкм и среднеквадратичное отклонение а = 125-10" мкм по формулам /23/:

_{- 2><}

*.=->—, (2.1)

Y

19^#

¹⁸ Ї9І ^ ²¹

'2 4*TT7 7*ГГ7 11*"

3* 16* 23*

24*

17'ТГГ 22^w——"

20'

Рис.2.1. Карта расположения скважин на Шпаковском месторождении:

в числителе номер скважины;

в знаменателе проницаемость

Таблица 2.1.- Проницаемость призабойной зоны по скважинам Шпаковского месторождения

_2>,-о

(2.2)

Точность определения средней

(2.3)

где п - объём данных;

К; - значение проницаемости на і- той скважине;

<т_к - среднеквадратичное отклонение;

t - критерий Стьюдента, который для уровня вероятности Р=0,95 равен t=l,96. По формуле (2.3) имеем:

4 =

1,96 125 10

48-Ю'³мкм²

Так как выборка ограничена, то доверительный интервал, в котором заключено среднее значение проницаемости будет

к-<х<к+&

(2.4)

где х - генеральная средняя, т.е. среднее значение проницаемости по площади в случае бесконечно большого количества скважин.

В нашем случае по формуле (2.4) имеем

242-10 <320-10"³.

Определим какое количество скважин необходимо было бы иметь, чтобы

увеличить точность средней до 20-10" мкм .

Из формулы (2.3), принимая , = 20-10"³мкм², находим

t² -а²
п = — = 300 СКВ.

Таким образом, чтобы определить среднее значение проницаемости по Шпаковскому месторождению с точностью 20-10" мкм нам потребовалось бы исследовать 300 скважин. Но такого количества скважин на месторождении нет. Следовательно, нефтяник всегда имеет дело с неточными средними значениями проницаемости по полю.

На рис.2.2а приведён закон распределения проницаемости по скважинам Шпаковского месторождения, построенный по данным таблицы 2.1. Там же для примера приведены законы распределения проницаемости по пачке Ю\: Ачимовского месторождения /6/ и IY-ro горизонта Кюрсангя (Азербайджан) /81/.

На рис.2.2б приведены законы распределения дебитов по свитам КС Би-нагадинского месторождения для Северо-Восточного и Ю-Западного крыла/82/.Приведённые законы распределения проницаемости относятся к теоретическим логарифмическо-нормальным распределениям, известным в нефтяной литературе как распределение Максвелла-Саттарова, а законы распределения дебитов ближе к нормальным (Гауссовским) теоретическим кривым.

Нами специально приводятся распределения различных показателей по разным районам, чтобы подчеркнуть мысль о том, что это субъективно существующие факторы и их учёт является необходимым условием эффективности разработки месторождений.

В работе /6/ приведены также данные по изменчивости пористости по вертикальным разрезам нефтегазоносным Юрским отложениям. В частности для коллекторов пачки Ю і открытая пористость составляет 10,3-18,1%, в среднем 16,8%. Проницаемость изм-еняется в пределах 13-35-10" мкм .

В работе 151 приведены характеристики (проницаемость) коллекторов по Уренгойскому и Ямбургскому месторождениям. Диапазон рассеивания, средние значения проницаемости и среднеквадратичные отклонения по 9 пластам приведены на рис.2.3.

Примечательным является то обстоятельство, что в этой случайной последовательности свойств пластов и пластовых флюидов, слагающих продуктивные толщи, существует взаимосвязь. Значение любого показателя, характеризующего данную точку разреза, как по глубине, так и по полю в вероятностном смысле предопределено значениями этого показателя в соседних точках разреза или поля. Это означает, что существует внутренняя взаимосвязь свойств. Степень этой взаимосвязи может быть слабой или сильной, а глубина и конфигурация распространения самыми различными.

a)

0,30

0,15

« CD О

н о

я и

0.45

т 'у

Проницаемость, х-10" мкм

Рис.2.2а. Распределение проницаемости по продуктивным пластам:

1 - пласт В! Шпаковского месторождения; 2 - пачка Ю і Ачимовского месторождения; 3 - IY горизонт месторождения Кюрсангя

К «

& О

03 &

н о

я н

Дебит скважины, т/сут

Рис.2.2б. Распределение дебитов по продуктивным пластам:

1 - КС Бинагадинского месторожения (Северное крыло); 2 - КС Бинагадинского месторождения (Юго-Западное крыло)

Проницаемость, мкм

Рис.2.3. Рассеивание проницаемости коллекторов по Уренгойскому и Ямбургскому месторождениям

Например, вычисленная для Шпаковского месторождения корреляционная функция по полю имеет вид /3/:

К (г ) = e"'^002r -cos (0,008г), (2.5)

где г - текущий радиус, т.е. радиус корреляции.

Это означает, что в радиусе корреляции порядка г~100м от забоя проницаемость пород взаимосвязана, а далее эта связь не наблюдается.

Очевидно степень взаимосвязи свойств пород, глубина и конфигурация их распространения предопределены некоторым природным механизмом, формирующим эту связь в процессе осадконакопления, седиментационных, постсе-диментационных процессов, а также в процессе тектонических нарушений. Например, данные по пористости межзернового типа по вертикали дают информацию о характере седиментационных процессов /1/, а данные по трещино-ватости отражают интенсивность тектонических напряжений /1/.

Сравнение статистической структуры метереологических полей (давление, температура, геопотенциал и др.) дают основания считать, что таким природным механизмом, предопределяющим формирование свойств пород на начальной стадии их отложений является турбулентный характер атмосферных явлений, случайный характер метереологических полей 121.

На случайный характер результатов (итогов) проведения изоляционных работ оказывает влияние вариация свойств и самих изолирующих систем. В своё время (1980-1985гг.) во ВНИИКрнефти проводились многочисленные исследования по определению характеристик тампонажных растворов и влагои-золирующих систем. В работе /85/ для полимерцемента получены законы распределения следующих параметров (рис.2.4):

Хі - растекаемость по конусу АзНИИ, см;

Х₂ - время начала'_#схватывания, мин;

Х₃ - прочность на" изгиб на 2 сутки, кг/см²;

Х4 - прочность на сжатие на 2 сутки, кг/см .

Средние и среднеквадратичные отклонения по каждому показателю:

Xi =21,0 см, ст_Х1=1,0 см; Х₂ = 590 мин, 1^=30,0 мин; Х₃ = 24,0 кг/см²,

") 0 0

а_хз=2,3 кг/см ; Х4= 60,0 кг/см , ст_х4=4,3 кг/см .

Как видно из рис.2.4 все измеряемые показатели свойств имеют нормальное распределение с различным диапазоном рассеивания.

В работе /52/ приводятся данные по анализу водоизолирующего состава на основе тяжелой смолы пиролиза (ТСП). Вязкость полученных систем колебалась в диапазоне 51,5-54,0 ест, при t=50C она снизилась до 14 ест.

Следовательно, применяемые композиционные составы по своим физическим характеристикам также не однородны и имеют рассеивание относительно средних значений.

о Ьо

4^

u>

« О

Я E

>тЗ рз О

>

CD Й П)

Плотность распределения

о о о

Р СЛ н

я р

о"

Плотность распределения Плотность распределения

О О о о о о

{В

Плотность распределения

Из сказанного выше следует, что при подборе свойств влагоизолирующих систем с целью надёжной изоляции скважин, как говорилось ранее, нельзя ориентироваться на средние значения геолого-физических показателей пластов и показателей свойств системы и образовавшегося из нее изоляционного экрана. Ориентирование на средние показатели может привести к тому, что в конкретной скважине на большом интервале свойства системы в силу её неоднородности не будут соответствовать требованиям геолого-физических свойств пластов. В таких случаях необходимо выбирать все показатели свойств тампо-нажной системы и образовавшегося в пласте экрана в предположении наименее благоприятного сочетания внешних воздействий и показателей свойств системы.

Пусть, например, среднее значение вязкости закачиваемой системы /л, а

среднее значение проницаемости дренированного пласта к, а среднеквадратичные значения - <т_м и а_к. Выше было показано, что проницаемость по вертикали имеет нормальное распределение и вязкость системы распределена по нормальному закону. Так как фильтруемость жидкости в пласт зависит от двух этих показателей при заданном перепаде давления, то проникновение жидкости по высоте пласта будет различным. Так как две случайные величины \х и

к взаимно независимы, то их взаимная встреча по высоте пласта будет случайной и можно определить вероятность неблагоприятного сочетания, когда жидкость с «плохой» вязкостью будет встречаться с породой, имеющей проницаемость ниже среднего значения. Математически это означает, что необходимо

вычислить вероятность совместного выполнения двух неравенств (х ц), т.е. найти вероятность встречи слабопроницаемого участка пласта с более вязкой частью закаченного раствора (системы).

Для независимых случайных величин /3/ вероятность этого события равна:

Р_х._у = Р [(х<к), (у>м)] = Р(х<іс)-Р(у>м)

Для нормально распределённых случайных величин Р(х<л:)=0,5 и

Р (у>//)=0,5 /3/. Следовательно,

⁴ Р_х._у= 0,5-0,5= 0,25.

В этом случае 25% от всего участка изолируемого пласта будет находиться в неблагоприятных условиях и туда не проникнет нагнетаемая система, т.е. 25% призабойной зоны не будет изолировано от во до притока. Поэтому желательно при выборе свойств тампонажных систем ориентироваться на «худшие» геолого-физические свойства пластов.

В связи с тем, что свойства коллекторов переменны и по площади не представляется возможным выполнить две или три одинаковых изоляционных работ, т.е. воспроизвести эксперимент и повторить в точности условия конкретной скважины на площади. Поэтому, проводя изоляционные работы в рядом стоящих скважинах, мы должны получать различные результаты операций, т.к. имеем дело совсем с другими объектами. И оценка успешности, как и

эффективности работ должна базироваться на вероятностно-статистических методах.

2.2. Методика сравнительной оценки эффективности различных

систем при изоляционных работах

В настоящее время оценку эффективности применения различных тампо-нажных систем и композиций осуществляют путём сравнения процентов «успешности» изоляционных работ, выполненных предлагаемой системой, с процентом «успешности» сравниваемой с ней системой. При этом под процентом успешности понимается отношение количества успешных операций к общему числу проведённых операций в %.

Подобная оценка не учитывает количества проводимых испытаний и часто оказывается неравномерной и ошибочной, т.к. объёмы проведённых испытаний могут отличаться на порядок. Такой подход к оценке сравнительной эффективности может привести к риску принять «не эффективную» систему за «эффективную» и наоборот.

В этой связи, для объективного сравнения широкой номенклатуры тампо-нажных систем и композиций, применяемых для проведения изоляционных работ, в ОАО «Роснефть-Термнефть» разработана методика оценки сравнительной эффективности систем на основе критерия точной вероятности Фишера и критерия Пирсона.

Критерий Фишера позволяет получить точные значения вероятностей «успеха» или «неуспеха» по сравнению с теми, которые наблюдались в действительности. Этот критерий особенно полезен при малых значениях объёмов внедрения сравниваемых композиций N<30. Критерий Пирсона можно использовать в тех же случаях, что и критерий Фишера. Однако, он является приближённым при малых объёмах N. Поэтому критерий Пирсона рекомендуется применять при N>30.

Теоретическое обоснование применения критерия точной вероятности Фишера и Пирсона приводится в работе /86/. Мы приведём лишь исходные предпосылки, расчётные таблицы и основные формулы для расчёта. Критерий точной вероятности Фишера. Рассмотрим совокупность данных по применению 2-х изоляционных систем объёмом N<30. При этом известны количества успешных и неуспешных работ для сравниваемой и конкурирующей системы.

Построим табл.2.2 (2x2), в которой по строкам размещены основная I и конкурирующая II системы, а по вертикали «успешные» и «неуспешные» операции. Заполнение четырёх клеток табл.2.2 очевидно:

Таблица 2.2. - Таблица сопряжённости двух изоляционных систем

Таким образом, в таблице 2.2 приняты следующие обозначения:

Пп и Пі2 - количество успешных и неуспешных операций с применением

первой системы; n₂i и п₂2 - количество успешных и неуспешных операций конкурирующей

системы; п і и п.2 - суммарное количество операций с I и П-ой системой. Естественным является равенство

N = n_L+ П₂.+ П.1 + П 2-

Вероятность осуществления табл.2.2 при известных частотах Пц₅Пі₂, n₂i и т.д. равна

ті \yi 'VI fVI ' iV . Щ j. П₁₂ f?22 ' ^21

Задача формулируется следующим образом: каково должно быть значение п₂2, при известных значениях пц, п₁₂, П2і, п.і, Пі. и п₂., чтобы признать гипотезу о том, что система II более эффективна по сравнению с системой I по критерию успешности.

Для решения задачи необходимо рассчитать вероятности по формуле (2.6) при следующих значениях п₂2равных 0,1,2, ..., п₂2-

Задаваясь уровнем вероятности принятия ошибочного решения а=Ю.05 (вероятность правильного решения Р=0,95) можно вычислить приемочное число т₂2- Если п₂2 ^т₂2, то вторая система окажется более эффективна, чем первая. В противном случае гипотеза отвергается или необходимо увеличить объём испытаний ІҐсистемы.

*

Чтобы избежать трудоёмких вычислений по формуле (2.6) для т₂2⁼0,1,... нами вычислены таблицы принятия (не принятия) гипотезы о том, что вторая система более эффективна, чем первая.

Эти вероятности вычислялись по формулам:

iV .П_п ,П₁₂ -^22 '^21

^1и=1 ~"лл і і і ^ИТ-Д-

Таблицы критических значений неуспешных операций для конкурирующей системы приведены в приложении 1. В приложении 1 приняты следующие обозначения п_п=А; Пі₂ =В; n₂i= С; п₂2⁼Д, т.е. таблица 2.3 принимает следующий вид:

Таблица 2.3. - Таблица сопряженности двух конкурирующих изоляционных систем

Примеры использования критерия точной вероятности Фишера приведены ниже.

Пример. В работе /52/ приведены данные по количеству операций при производстве ремонтно-водоизоляционных работ на разведочных площадях концерна «Тюменьгеология» в 1985-1992 гг.

Сравним успешность операций по изоляционным работам пласта в «Обь-нефтегазгеология», выполненных цементным раствором на водной основе с тремя другими системами:

II - цементный раствор с добавлением химических реагентов;

III - система на основе СаС1₂+ЭТС+СВК;

IY - система на основе модификатора +ГКЖ или ЭТС + ГКЖ. По исходным данным построены таблицы сопряженности:

Ті

Т,

Выполним подробный расчет для таблицы Т_ь Для этого запишем задачу в формальном статистическом виде:

Шаг 1. а) Нулевая гипотеза (Но): в генеральной совокупности доля неуспешных операций для I и П_ц систем совпадают;

б) Альтернативная гипотеза (Ні): в генеральной совокупности эти
доли не совпадают; " -

в) Уровень значимости а = 0,05.

Шаг 2. Находим таблицу приложений, соответствующую А+В+13.

Шаг 3. В этой таблице находим столбец С+Д =7.

Шаг 4. В столбце С+Д=7 находим пересечение со строкой В (или А). В нашем случае В=8.

Шаг 5. На пересечении С+Д =13 и В=8 стоит число Д_к =2.

Шаг 6. Сравнивая значение Д в таблице Ті с критическим значением находим Д=Дк=2.

Поскольку наблюдаемое значение Д<2, мы отклоняем гипотезу Но и принимаем гипотезу Ні, т.е. вероятность успешности применения системы Пц выше чем при применении цементного раствора на водной основе.

Поступая аналогичным образом для таблиц Т₂ и Т₃ находим по таблицам приложения 1:

Для Т₂: А+В =13, С+Д =12, В=8, Д_к=2

Следовательно Д>Д_К (4>2) и принимается гипотеза Но, что система II не лучше системы!, т.е. вероятность успешной операции одинакова.

Для Т₃: А+В =13, С+Д = 9, В=8 и Д_к=1.

Следовательно табличное значение Д больше критического Д_к (3>1) и принимается гипотеза Но, т.е. вероятность успешности обеих операций одинакова.

Если в столбце В (или А) ни одно число В не подходит, то вместо В пользуются числом А и критическое число в таблицах приложения 1 будет соответствовать С_к, т.е. числу С исходной таблицы сопряженности (таблица 2.3).

В случае N>30 (или А+В > 15, С+Д > 15) необходимо использовать критерий Пирсона.

Критерий Пирсона. Формула для вычисления критерия Пирсона для таблицы сопряженности (2x2) имеет вид

_v2_yy(//o-/_e/-0.5)²

^А ~ Z^la г ' (2.7)

/=1 г=1 J е

где с и г - число столбцов и строк таблицы сопряженности; f₀ - наблюдаемая частота; f_c - ожидаемая частота;

г с

2^i 2шл - двойная сумма указывает на то, что суммирование ведётся по строгі /=і

кам и стрлбцам;

0,5 - поправка на непрерывность.

Покажем последовательность расчета критерия Пирсона на примере.

В работе [52] для пластов ПК,АБ.Ю применялся в качестве изоляционного

материала цементный раствор с добавками химических реагентов (система I) и

система на основе СаСЬ+ЭТС+СВК, система П. Для концерна «Тюменьгеоло-

гия» исходные данные сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4. - Таблица сопряжённости 2-х изоляционных систем

Шаг 1. Находим ожидаемые частоты для каждой клетки.

(А + В)(А + С) 27-115

21.6;

Клетка А

К_ЛеткаВ = И±^±Л) ₌ 27^9 ₌ 5,4;

N 144

_Кле_ТкаС = И±СХ±Л)₌і!І±ІІ _{= 9}з,_4;

_т- ,. (С + Д)(5 + Д) 117-29 „„.
Клетка Д = - — — = = 23.6;

N 144

Для проверки просуммируем ожидаемые частоты, полученная сумма должна равняться N. Действительно 21,6+5,4+93,4+23,6=144.

Шаг 2. Находим абсолютную величину разности между наблюдаемой и ожидаемой частотой для каждой клетки:

Шаг 3. Вычтем 0,5 из каждого значения /f₀-fe/ и полученные значения возведём в квадрат.

Шаг 4. Делим каждое из значений (/fo-fe/-0,5) на соответствующую ожи-

Шаг 5. Находим число степеней свободы. Так как г=2 и с=2, то

df=(r-l)(c-l)=l.

Шаг 6. Находим критическое значение Пирсона при уровне значимости а=0,05 и числе степеней свободы df=l по таблице критерия Пирсона, приведённой в приложении 2.

Проверяемые гипотезы:

Но: доли генеральной совокупности успешных и неуспешных операций системами I и II совпадают;

Нь доли генеральной совокупности успешных и неуспешных операций системами I и II не совпадают.

Если вычисленное значение критерия Пирсона больше или равно критическому значению Х²_таб, то гипотеза Д, отклоняется.

В нашем примере вычисленное значение X² = 2,73. Табличное (критиче-ское) значение X _таб для а=0,05 и df=l будет по приложению2 равно X _таб=3,84.

Так как вычисленное значение Х< X _табл, то принимается гипотеза Hq. Это означает, что между системами I и II нет никакой разницы, т.е. цементный раствор с химическими добавками по успешности операций по изоляции не уступает конкурирующей системе П.

Если бы мы пользовались сравнением по процентам успешных операций, то получили бы ответ для системы I

Yi = — 100 = 67%; Y_n = — 100 = 82%;

Вывод, сделанный по этим величинам был бы такой: изоляция на основе СаСЬ+ЭТС+СВК более успешна, чем цементным раствором с химическими добавками (82%>67%). Это в корне не верно!

Таким образом, нами получен один и тот же результат и по малой выборке Ы=25(см.расчетТ₂) по критерию точной вероятности Фишера, и по большой выборке N=144 по критериюХ². Следовательно, сравнение процентов успешности может привести к ошибочным выводам и отказу от ранее применяемых материалов и наработанных технологий.

По нашему мнению, многие выводы в работе /52/ относительно преимуществ одних систем над другими статистически не верны. Тем более, что они получены для условий разведочного бурения, не учитывающего взаимное влияние других скважин, их старение, изменение геологической ситуации и др. Их однозначный перенос на эксплуатационные скважины требует статистического обоснования.

2.3. Экономическая целесообразность проведения работ по ограничению водопритоков к скважине

Анализ методов оценки эффективности проведения изоляционных работ с целью ограничения водопритоков, проведённый в I разделе, показал, что в настоящее время не существует единого критерия выбора момента времени проведения работ и методов расчета эффективности работ.

Строго говоря, оценку эффективности проведения изоляционных работ необходимо проводить в целом по всему месторождению. При этом приоритетным критерием проведения работ является проект разработки, который реа-лизовывается за счёт непрерывного контроля и управления разработкой. Однако влияние большого числа факторов, отсутствие непрерывного контроля разработки, субъективизм в принятии решений приводит к тому, что в действительности проектные решения не всегда соответствуют реальности.

Кроме того, проводя те или иные операции по ограничению водопритоков, мы изменяем гидродинамическую модель системы «пласт-скважины». Это может привести к тому, что ограничение притока воды (например, нагнетательной) к одним скважинам провоцирует языковые прорывы той же воды к другим скважинам и т.п.

Пусть на месторождении имеется N скважин. Обозначим Пі(і) количество скважин, в которых к моменту t проведены изоляционные работы. Тогда n₂(t)=N - ni(t) будет определять количество скважин в которых не было ремонта.

Введём следующие обозначения:

qii(t) - текущий дебит нефти і-той скважины, в которой не было ремонта; q₂i(t) - текущий дебит нефти і-той скважины после ремонта; qi (t) и q₂ (t) - дебиты воды в і-той скважине до и после ремонта; 3; - затраты на ремонт і-той скважины.

Тогда эффективность от проведённых изоляционных работ по всему месторождению можно записать в виде:

и1(/)

^2/(0-^1,(0

dt-J]3i, (2.8)

Э = (Ц-С_Н)^ )[q_2l (0 - q_u {ф -с)

і о - і о

где Ц - рыночная цена 1 т нефти;

С_н - себестоимость добычи и подготовки 1 т нефти; С_в - себестоимость утилизации (сепарации) 1 т воды; 3; - затраты на ремонт і- скважины;

- суммарный объём дополнительно добытой нефти с

і- той скважины;

- суммарный объём дополнительно добытой воды с i-

той скважины. Однако использование уравнения (2.8) в практических расчётах не представляется возможным. Поэтому в методических указаниях /32/ и в работе /33/ рекомендовано оценивать эффект только по ремонтируемым скважинам с учётом объёма ремонтных работ.

В частности в работе /34/ предложена формула

э = Щ- Z_p)aqh - з:_ерА& - (З_т - З_рещ ) , (2.₉₎

где Ц_н - оптовая цена 1т нефти;

З^н_Пер - переменная часть эксплуатационных затрат, приходящаяся на 1 т нефти; AQ_H и AQ_b - соответственно изменение добычи нефти и воды, ожидаемые после ремонта за полную продолжительность работы скважи ны на улучшенном режиме; З^в_пер - переменная часть эксплуатационных затрат, приходящаяся на 1 т отбираемой воды; 3_Рем1 и З_рем2 - затраты на ремонт по первому и второму методу.

Использование выражения (2.9) также как и (2.8) предполагает знание дебита скважины по нефти и воде до проведения ремонтных работ. Эти недостатки не позволяют решить главного вопроса: при заданном уровне цен на внутреннем и зарубежном рынке стоит ли проводить ремонтные работы по интенсификации нефтедобычи на данном месторождении? Ведь именно таким образом решается вопрос о целесообразности проведения ремонтных работ в США /37/.

В этой связи применим другой подход к выбору скважины, времени проведения ремонта и вообще к целесообразности ремонтов на данном месторождении.

В условиях рыночной экономики более рационально рассчитывать не эффективность мероприятия, а доход, получаемый предприятием от каждой скважины и в целом по месторождению. Поэтому более удобно учитывать не дополнительную добычу нефти /32/, а накопленную за период между ремонтами на конкретной скважине и на планируемый период для всего месторождения.

Накопленный доход (прибыль) от скважины, на который предполагается

проведение изоляционных работ можно записать в виде:

/ t

D = m-CH)\q_x{t)dt-C_e \q\{t)dt-3_p , (2.10)

оо где t - продолжительность межремонтного периода;

Ц, С_н, С_в, qi(t), q i(t) и Зр - те же обозначения, что приняты в формулах

(2.8) и (2.9).

Современные направления исследований газоводопритоков к скважинам

Современные направления исследований водогазопритоков к скважинам характеризуются переходом от классических методов решения одно-двухразмерных задач к многоразмерным (многофакторным). Здесь применение классических методов газогидродинамики наталкивается на непреодолимые трудности, связанные с многоразмерными задачами, решение которых этими методами практически невозможно.

С целью учёта локальных неоднородностей гео л ого- физических свойств пород и пластовых флюидов, геометрических и технологических факторов конкретной скважины на образование и развитие газоводопритоков и их влияние на эффективность разработки месторождений потребовался комплексный подход к проблеме повышения эффективности изоляционных работ.

Проблема повышения эффективности изоляционных работ в процессе эксплуатации скважин включает в себя две важные стороны: организационно-экономическую и технико-технологическую.

В основе решения организационной стороны указанной проблемы лежат методы, развитые в теории массового обслуживания /23,24,25/. Эти методы с учетом специфики нефтегазовой отрасли развиты в работах /26,27,28,29,30,31 и др./.

Авторы данных работ дают рекомендации по оптимизации строительства и ремонта скважин. Принятие оптимальных решений обеспечивает повышение эффективности технологических процессов, организации работ основных и вспомогательных подразделений производственных предприятий и баз производственно-технического обслуживания, даёт возможность не только выполнить планы по объёмам добычи и срокам, но и более рационально использовать материальные, сырьевые и трудовые ресурсы. Мнение авторов данных работ относительно применяемых методов достаточно согласованы, а в вопросах вы бора критерия оценки эффективности проводимых мероприятий по ограничению водопритоков много противоречивых подходов.

В 1986 году бывший Миннефтепром выпустил методические указания /32/, в которых содержались рекомендации по расчёту экономической эффективности КРС. В расчётные формулы годового эффекта входили такие параметры, как коэффициент успешности по вариантам и среднее время действия эффекта. Их определение возможно только после накопления значительных статистических данных. Методически близки к приведённому подходу взгляды авторов работы /33/.

Наиболее полно методические вопросы определения экономической эффективности ремонтных работ освещены в работах ТатНИПИнефть и др. /29,30,34,35,36/. Несомненным достоинством упомянутых подходов является достаточная достоверность результатов расчетов экономического эффекта от проведения РИР по фактическим данным на хорошо изученных месторождениях. Однако, для новых регионов или новых технологий РИР применить такой методический подход нельзя, так как коэффициенты успешности и предполагаемая длительность эффекта являются случайными величинами. Их определение требует накопления статического материала для получения необходимого объёма выборки.

Основным критерием эффективности применения тех или иных технологий изоляционных работ по ограничению водопритока в геолого-разведочном бурении является получение достоверной геолого-промысловой информации о характере насыщения, продуктивной характеристике пластов и других гидродинамических характеристиках для обеспечения качественного испытания объектов, подсчёта запасов и составления проектов разработки. Примеры расчёта эффективности изоляционных работ приведены в работах /34,35/.

Для эксплуатационных скважин критерии эффективности могут быть различными. Таковыми могут быть: стоимость ремонтных работ; объём дополнительно добытой нефти; обводнённость продукции; длительность эффекта и др.

В зарубежной практике объём ремонтных работ определяется стоимостью нефти на внутреннем и внешнем рынке /37,38/. Растут цены - активизируется деятельность добывающих фирм и увеличивается объём ремонтных работ. В США предложения ремонтных услуг значительно превышают их спрос. В качестве критерия эффективности и определения приоритетности (очерёдности ремонта) скважин ими используется отношение объёма дополнительно добытой нефти ко времени ремонта (Дс[д0П/ЛГр).

Вопросам выбора техники и технологии проведения КРС, (РИР) посвящена обширная литература, например, /46,47,48,49,50,51,52,53,54,55/. В этих работах проведён анализ различных технологических приёмов проведения КРС применяемых материалов, режимов работ, а также успешности проведения операций. В частности, в работах /53,55/ показано, что применяя методы математической статистики можно в зависимости от комплекса геолого-технических условий выбрать такие технологические параметры и режимы цементирования, которые с высокой степенью вероятности делают РИР успешными. В работах /38,46,54/ отмечается, что основанием для проведения РИР на нефтяных скважинах является несоответствие дебита нефти и содержания воды в продукции характеру насыщенности эксплуатируемого пласта. Здесь же приведены основные сведения для обоснования и выбора технологии РИР.

Методика сравнительной оценки эффективности различных систем при изоляционных работах

В настоящее время оценку эффективности применения различных тампо-нажных систем и композиций осуществляют путём сравнения процентов «успешности» изоляционных работ, выполненных предлагаемой системой, с процентом «успешности» сравниваемой с ней системой. При этом под процентом успешности понимается отношение количества успешных операций к общему числу проведённых операций в %.

Подобная оценка не учитывает количества проводимых испытаний и часто оказывается неравномерной и ошибочной, т.к. объёмы проведённых испытаний могут отличаться на порядок. Такой подход к оценке сравнительной эффективности может привести к риску принять «не эффективную» систему за «эффективную» и наоборот.

В этой связи, для объективного сравнения широкой номенклатуры тампо-нажных систем и композиций, применяемых для проведения изоляционных работ, в ОАО «Роснефть-Термнефть» разработана методика оценки сравнительной эффективности систем на основе критерия точной вероятности Фишера и критерия Пирсона.

Критерий Фишера позволяет получить точные значения вероятностей «успеха» или «неуспеха» по сравнению с теми, которые наблюдались в действительности. Этот критерий особенно полезен при малых значениях объёмов внедрения сравниваемых композиций N 30. Критерий Пирсона можно использовать в тех же случаях, что и критерий Фишера. Однако, он является приближённым при малых объёмах N. Поэтому критерий Пирсона рекомендуется применять при N 30.

Теоретическое обоснование применения критерия точной вероятности Фишера и Пирсона приводится в работе /86/. Мы приведём лишь исходные предпосылки, расчётные таблицы и основные формулы для расчёта. Критерий точной вероятности Фишера. Рассмотрим совокупность данных по применению 2-х изоляционных систем объёмом N 30. При этом известны количества успешных и неуспешных работ для сравниваемой и конкурирующей системы.

Задача формулируется следующим образом: каково должно быть значение п22, при известных значениях пц, п12, П2і, п.і, Пі. и п2., чтобы признать гипотезу о том, что система II более эффективна по сравнению с системой I по критерию успешности.

Для решения задачи необходимо рассчитать вероятности по формуле (2.6) при следующих значениях п22равных 0,1,2, ..., п22 Задаваясь уровнем вероятности принятия ошибочного решения а=Ю.05 (вероятность правильного решения Р=0,95) можно вычислить приемочное число т22- Если п22 т22, то вторая система окажется более эффективна, чем первая. В противном случае гипотеза отвергается или необходимо увеличить объём испытаний ІҐсистемы.

Чтобы избежать трудоёмких вычислений по формуле (2.6) для т22=0,1,... нами вычислены таблицы принятия (не принятия) гипотезы о том, что вторая система более эффективна, чем первая.

Пример. В работе /52/ приведены данные по количеству операций при производстве ремонтно-водоизоляционных работ на разведочных площадях концерна «Тюменьгеология» в 1985-1992 гг.

Анализ методов оценки эффективности проведения изоляционных работ с целью ограничения водопритоков, проведённый в I разделе, показал, что в настоящее время не существует единого критерия выбора момента времени проведения работ и методов расчета эффективности работ. Строго говоря, оценку эффективности проведения изоляционных работ необходимо проводить в целом по всему месторождению. При этом приоритетным критерием проведения работ является проект разработки, который реа-лизовывается за счёт непрерывного контроля и управления разработкой. Однако влияние большого числа факторов, отсутствие непрерывного контроля разработки, субъективизм в принятии решений приводит к тому, что в действительности проектные решения не всегда соответствуют реальности.

Кроме того, проводя те или иные операции по ограничению водопритоков, мы изменяем гидродинамическую модель системы «пласт-скважины». Это может привести к тому, что ограничение притока воды (например, нагнетательной) к одним скважинам провоцирует языковые прорывы той же воды к другим скважинам и т.п.

Пусть на месторождении имеется N скважин. Обозначим Пі(і) количество скважин, в которых к моменту t проведены изоляционные работы. Тогда n2(t)=N - ni(t) будет определять количество скважин в которых не было ремонта.

Нагнетательные скважины, пласты АС9-11 Лянторского месторождения

Подробному анализу подвергнуты 150 скважино-обработки по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин в период с 1988 по 1994 гг. Влияющие на конечный результат факторы объединены в две группы: геологические и технологические, в т.ч.: а) геологические: - толщина пласта, м; - отношение интервала перфорации к толщине «хорошего» коллектора; - расстояние до ВНК, м; - непроницаемые перемычки от ВНК, м; б) технологические: - вид тампонажного материала (состава); - объем тампонажного состава; - количество порций; - докрепление фильтрующего состава.

Значимое значение коэффициента корреляции, определенное по формуле (3.5) и условию г/аг 3, составляет гкр = 0,23 при объеме данных N = 145. Абсолютные значения коэффициентов корреляции, учитывающих влияние геолого-технических факторов (Х6-Хі5) на конечный результат ВПП - количество дополнительно добытой нефти (Х3) реагирующими добывающими скважинами, значительно ниже критического значения ( 0,23). Это видно по последнему столбцу таблицы 3.13.

Графические зависимости дополнительно добытой нефти (Доп.доб.), т.е. Х3, от каждого фактора приведены в приложении 4. Там же показаны линейные зависимости времени продолжительность эффекта (Время эфф.), т.е. Х4, от рассмотренных факторов (Х6-Хі5). Законы распределения всех факторов (Х3-Хі5) приведены в приложении 4.

Как видно из таблицы 3.13, только один фактор Хі2- ПВНК (толщина непроницаемых перемычек между ВНК и интервалом перфорации) оказывает наибольшее влияние (г = 0,2) на дополнительно добытую нефть. С ростом толщины перемычки несколько увеличивается объем дополнительно добытой нефти.

Несколько подробнее можно рассмотреть влияние объема тампонажного состава. При совместном рассмотрении всех систем никакой корреляции нет (г=0,05). Однако рассмотрение двух наиболее применяемых систем ВУС и ГВУС (приложение 4) показывает, что увеличение объема ВУС оказывает положительное влияние на долю дополнительной добычи и на время эффекта, а увеличение объема ГВУС увеличивает только долю дополнительной добычи, но снижает продолжительность эффекта.

Это связано с различным характером охвата пласта при закачке таких отличающихся по своим реологическим характеристикам тампонажных составов как ВУС и ГВУС. Вследствие относительно высокой фильтруемости ВУС создает более протяженные языковые изолирующие экраны с меньшим охватом пласта по разрезу, а ГВУС менее фильтруем и создает больший охват пласта.

Нами выполнена сравнительная оценка по успешности применяемых технологий для 3-х наиболее эффективных технологий ВУС, ГВУС и ВУС + це-мент по критерию Пирсона X . Таблицы сопряженности признаков строились для каждой пары сравниваемых технологий по двум градациям: «все успешные» и «безэффективные + отрицательный эффект». По уровню успешности все три технологии статистически не различимы. (X ВЬ1Ч 3,841). В то же время по величине эффекта на 1 обработанную скважину они различаются.

Анализ успешности операций показывает, что применяемые системы в добывающих и нагнетательных скважинах не одинаково эффективны. Сравнение ВУС, ВУС+КОС и ВУС+цемент для добывающих и нагнетательных скважин показало, что статистически значимо различие в успешности для ВУС и ВУС+цемент (X2 3,841)

Анализ результатов водоизоляционных работ в процессе строительства и заканчивают скважин

Проведенные лабораторные и промысловые работы по выбору возможных технологий водоизоляции скважин показали, что технология водоизоляции перед освоением скважины является в настоящее время единственной приемлемой и эффективной из предложенных. В процессе работы выявились существенные моменты, изменившие первоначальный вид этой технологии. Это позволило после двух неудачных по своему результату работ на скважинах №№ 154, 427 на уровне приемочных испытаний получить уже окончательную технологию, дающую хороший эффект (№№ скв. 105, 20047). Ниже приведены основные положения, установленные после промысловых испытаний: 1. Интервал спецотверстий для закачки водоизоляционного состава в пласт необходимо выбирать между плотными разделами малой мощности, верхний из которого расположен на границе ВНК или немного выше, а подош ва нижнего раздела - на расстоянии не менее 4-5 метров от кровли верхнего; 2. Для получения достаточной приемистости пласта при закачке водоизоляционного состава соляно-кислотная ванна и соляно-кислотная обработка являются необходимыми; 3. Водоизоляционный состав на основе АКОР, В ТС или другого фильтрующегося материала без твердой фазы может содержать дополнительные компоненты для изменения тех или иных свойств геля. Так, например, содержание в составе полиакриламида и неонола улучшает упругие и адгезионные свойства геля. Ввод дополнительных компонентов не является обязательным; 4. Вслед за закачкой расчетного объема состава в пласт крайне желатель-ным является закачка 1,0-2,0 м безводного селективного материала (на скв. №№ 105 и 20047 - это неонол+АКОР Б-100) с перепродавкой 0,3-0,4 м3 в пласт, быстро связывающего окружающую воду и образующего прочную пробку, припятствующую вытеснению основного более медленно схватывающегося и менее прочного состава; 5. Обязательной является догерметизация спецотверстий в эксплуатационной колонне скважины установкой цементного моста; 6. Цементный мост можно устанавливать непосредственно после окончания продавки водоизоляционного состава в пласт, не ожидая окончания времени ОЗС, а башмак НКТ при этом устанавливать таким образом, чтобы оставить необходимый цементный стакан, исключив дальнейшее разбуривание.

Проведенные приемочные испытания показали технологичность процесса по разработанной технологии. Так на обеих скважинах (№№ 105 и 20047) была получена высокая приемистость (соответственно 35 м/сут-МПа и 36 м/сут-МПа), позволяющая без опасности преждевременного схватывания закачивать расчетный объем состава.

Приготовление водоизоляционного состава не было сопряжено с трудностями, закачивание происходило без осложнений. С целью получения информации, до установки цементного моста выдерживали не менее 2-х суток время ОЗС. После этого скважину опрессовывали на солевом растворе при Р = 130 атм. Скважины не были герметичны. Так через 30 мин. давление в скв. №105 упало до 75 атм., а в скв. № 20047 до 55 атм. Однако приемистость скважин при этом была снижена практически до 0. После времени ОЗС циркуляция в скважине проходила нормально. С целью полной герметизации скважины и ремонта нарушенной перфорацией крепи устанавливали цементный мост под давлением. Продавка цемента проходила без осложнений. При задавливании цементного раствора в пласт происходил резкий рост давления (получено Р «стоп»). Это говорит о том, что в заданном интервале радиальный экран установлен.

В обеих скважинах интервал установки моста, высотой 30-40 м, оказывался расчетным. После разбуривания цементного стакана до глубины чуть выше подошвы нефтяного пропластка в освоение скважины сдавали герметичными.

Для анализа полученных результатов приведены две таблицы 4.1 и 4.2. В таблице 4.1 даны сведения по эксплуатации скважин Ефремовского месторождения, кусты №№ 2 и 4, также пробуренные на продуктивный пласт БСю- Рассмотрен период 1-й год эксплуатации. Из таблицы видно, что для месторождения характерна высокая степень обводнения продукции. ВІЗ анализируемых скважинах, вскрывших безводную нефть, только в 9-ти обводнение не наступило в 1-ый месяц эксплуатации. Но две из них обводнились на втором, а еще две - на третьем месяце эксплуатации. Обводнение характеризуется высоким значением - в среднем 32,5%. К концу года обводнение достигло 56,5%.

В таблице 4.2 представлены данные по обводненности всех скважин соседних кустов №№ 10 и 11, которые введены в эксплуатацию в период проведения исследований. Все они на данный период находятся в работе в пределах 3-х месяцев. В отечественной и мировой практике водоизоляционных работ в скважинах широко и успешно применяются различные гелеобразующие составы (ГОС) на водной основе. В качестве вяжущих при этом обычно используют водорастворимые полимеры, например, полиакриламид или силикаты щелочных металлов («жидкое стекло»).

Гелеобразующие составы представляют собой водные растворы полиак-риламида и гелеобразователя, причем суммарная концентрация реагентов составляет всего лишь доли процента. В технологиях ограничения водопритоков, как правило, применяют высокомолекулярные марки полиакриламида (до 15-106) с различной степенью гидролиза (от 5 до 25 %). В качестве гелеобразо-вателей обычно используют соли трехвалентного хрома или алюминия. В России в настоящее время применяют ГОС, разработанный институтом «Гипрово-стокнефть» («вязкоупругий состав»), представляющий собой водный раствор высокомолекулярного гидролизованного полиакриламида с концентрацией 0,6-0,2 % и гелеобразователя - ацетата хрома с концентрацией 0,06-0,02 % /86/.

Технология применения такого состава предусматривает предварительное растворение полимера с последующей добавкой, также предварительно растворенного, гелеобразователя и перемешивание смеси перед закачкой состава в скважину.

Более технологичным, на наш взгляд, является ГОС на основе полиакриламида (ПАА) с гелеобразующей системой бихромат-восстановитель. Использование систем бихромат-восстановитель основано на переходе шестивалентного хрома в трехвалентный, являющийся гелеобразователем. Шестивалентный хром, входящий в состав аниона бихромата Сг2Оу 2, не участвует в реакции гелеобразования. Варьированием активности восстановителя в подобной системе можно в широких пределах менять скорость образования трехвалентного хрома и, таким образом, регулировать скорость гелеобразования ГОС без ущерба для прочностных и других физико-химических свойств образующего геля. Кроме того, поскольку в момент смешения всех реагентов с водой в растворе нет сшивателя, можно применять технологию приготовления таких ГОС путем непосредственного ввода порошкообразной смеси реагентов в водный поток в процессе закачки его в скважину с помощью простейших эжекторных устройств. Таким образом, решается не только проблема увеличения сроков гелеобразования полимерных составов, но и упрощается технология их применения на скважине.

В качестве базового ГОС мы решили использовать состав по А.С. СССР №1406343 /68/, где в качестве восстановителя берут широко применяемый в нефтяной промышленности порошкообразный реагент лигносульфонат.

Поскольку промысловые испытания технологий ограничения водоприто-ков и управления потоками нагнетаемых вод предполагалось провести на месторождениях Западной Сибири, например, на Лянторском месторождении, то для исследований реологических и изолирующих свойств указанного ГОС мы использовали модели пласта, отвечающих условиям группы пластов АС9-ц этого месторождения.

Похожие диссертации на Исследование и разработка комплекса технологий изоляции водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин

Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама : На примере месторождений Белый ТигрКао Ми Лой

Совершенствование контроля эксплуатации газовых скважин на месторождениях Севера Тюменской области по результатам промысловых исследованийХилько, Владимир Алексеевич

Разработка методики исследования горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации с учетом геологическрх, технических и технологических факторовКараваев, Жумабай Габбесович

Газогидродинамические методы исследования скважин на поздней стадии разработки газоконденсатных месторожденийГурленов, Евгений Михайлович

Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосовАлексеев, Юрий Владимирович

Технологические проблемы эксплуатации скважин в осложненных условиях Чубанов Отто Викторович

Разработка многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ для повышения эффективности эксплуатации скважин низких температурахТолоконский, Сергей Игоревич

Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющих газовых залежей Крайнего СевераГордеев, Владимир Николаевич

Совершенствование технологии и техники эксплуатации скважин в осложненных условияхМашков, Виктор Алексеевич

Разработка методик технологических расчетов при эксплуатации скважин внутрискажинным газлифтомДжиембаева, Каламкас Идрисовна