Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современных направлений развития и совершенствования технологий борьбы с поглощениями 9
1.1 Геолого-промысловые условия и гидравлические особенности борьбы с поглощениями при бурении и заканчивании скважин 9
1.1.1 Причины поглощения промывочной жидкости 9
1.1.2 Геологические факторы, вызывающие поглощение промывочной жидкости 10
1.1.3 Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости 14
1.2 Способы снижения проницаемости флюидонасыщенных поглощающих пластов и современные направления их совершенствования и развития 21
1.3 Методы обоснования и расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов 27
Выводы по разделу 1 34
2 Обоснование научно-методических принципов и технологических решений по совершенствованию процессов изоляции проницаемых сред 35
2.1 Принципы системного подхода к совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород 35
2.2 Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов 43
2.3 Технологические приёмы предупреждения и борьбы с поглощениями, область эффективного применения 50
2.3.1 Методы предупреждения поглощений 50
2.3.2 Методы ликвидации поглощений 53
2.4 Механизмы снижения проницаемости флюидонасыщенных пород при применении методов малых и глубоких проникновений тампонажних систем 56
2.5 Факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых пород 59
Выводы по разделу 2 61
3 Разработка научно-технологических основ для создания программного обеспечения по борьбе с поглощениями при бурении и заканчивании скважин . 62
3.1 Постановка задачи 62
3.2 Информационно-аналитическая база данных программного обеспечения технологии изоляционных работ 64
3.3 Методика расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов. Режимы гидроизоляции и контроль процессов 65
3.3.1 Обоснование выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционной операции 65
3.3.2 Алгоритм расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающего пласта 73
3.4 Предупреждение поглощений с применением программного комплекса «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» 80
3.4.1 Методика расчёта технологических параметров гидромониторной обработки ствола скважины. Критерии оптимизации процесса кольматации 80
3.4.2 Использование затопленной струи при гидромониторной обработке ствола скважины 83
3.4.3 Особенности технической реализации работы гидромониторной струи в условиях скважины 85
Выводы по разделу 3 98
4 Разработка и апробация первой версии программного обеспечения по борьбе с поглощениями 100
4.1 Разработка программного обеспечения «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» 100
4.1.1 Разработка интерфейса ввода данных 100
4.1.2 Разработка разделов программы, содержащих графику 103
4.1.3 Разработка интерфейса вывода данных 105
4.2 Предупреждение и ликвидация поглощений с применением программного комплекса «Борьба с поглощениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» 106
4.3 Апробация методического комплекса 111
Выводы по разделу 4 119
Основные выводы и рекомендации 121
Список использованных источников 124
Приложение А 140
Приложение Б 141
Приложение В 142
Приложение Г 143
Приложение Д 144
Приложение Е 145
- Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости
- Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов
- Особенности технической реализации работы гидромониторной струи в условиях скважины
- Апробация методического комплекса
Введение к работе
' ' '
Актуальность проблемы
Наиболее распространённым осложнением при бурении нефтяных и газовых скважин является на сегодняшний день поглощение технологических жидкостей, потери которых при разбуривании отдельных месторождений достигают тысячей кубометров в год, являясь причиной материальных затрат, связанных с просгосм оборудования и рабочей силы, ухудшением коллекторских свойств продуктивных пластов и некачественным цементированием обсадных колонн.
В результате промыслового опыта установлено, что очень часто существующие способы борьбы с поглощениями оказываются недостаточно эффективными. Это связано в первую очередь с тем, что борьба с этим видом осложнения в отдельно взятом случае требует учёта большого количества факторов - технических данных скважины, геолого-физических характеристик горных пород и данных о гидродинамическом состоянии и поведении системы «скважина-проницаемый пласт».
Сложность іехпологичсских процессов изоляции проницаемых пластов, высокая изменчивость геолого-тсхиических условий бурения, низкая технологическая эффективность способов ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов, недостаточный уровень квалификации исполнителей работ, отсутствие обеспечения поддержания нсобсажешюго ствола скважины в технически надёжном состоянии приводят к тому, что мероприятия по ликвидации поглощения, показавшие высокие результаты на одной скважине, могут оказаться совершенно неэффективными для другой.
Кроме того, одно и то же поглощение промывочной жидкости может быть ликвидировано различными способами и с различными показателями успешности работ. В связи с тем, что выбор адекватного способа борьбы с этим видом осложнения в процессе бурения должен производиться качественно и в короткие сроки, наиболее подходящим дешеттега—этой- задачи является
I библиотека
оэ Щ/&.
4 разработка и внедрение мс і одического комплекса, который должен содержать эффективные методы предупреждения и ликвидации поглощений и разработанное на их основе программное обеспечение Такой подход позволит повысить успешное п. работ по борьбе с поглощениями независимо от квалификации исполнителей рабо г.
Цель работы
Повышение качества и эффективности изоляционных работ при
строительстве нефтяных и газовых скважин в сложных и изменяющихся
геолого-промысловых условиях разработкой и реализацией
модернизированного комплекса по борьбе с поглощениями.
Основные задачи исследований
-
Аналитическая оценка состояния работ по развитию и совершенствованию технологий борьбы с поглощениями.
-
Обоснование научно-методических подходов и принципов по совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород
-
Совершенствование методов расчета параметров технологического контроля и управления механизмами изоляции проницаемых пород при борьбе с поглощениями.
-
Разработка программного обеспечения по борьбе с поглощениями и его апробация.
Научная новизна выполненной работы
-
Результаты научных обобщений и аналитической оценки состояния работ по развитию методических, оптимизационных и технологических разработок при борьбе с поглощениями Установлено, что большинство современных научно-технических направлений и методических подходов не имеют под собой системной базы, а их развитие происходит в условиях неупорядоченности и низком уровне организации и управления этими созидательными процессами (состоянии энтропии).
-
Развиты современные научно-технологические основы
5 совершенствования методов расчета параметров контроля и регулирования механизма изоляции проницаемых пород при борьбе с осложнениями при бурении скважин.
3. Впервые реализованы системные принципы при разработке программного продукта по контролю и регулированию нестационарных процессов гидроизоляции проницаемых пород (механизма взаимодействия проницаемой среды и изолирующих систем в приствольной и призабойной зонах пластов-коллекторов)
Практическая ценность и реализация
-
Разработай модернизированный комплекс по оптимизации методов предупреждения и борьбы с поглощениями в условиях конкретных скважин.
-
На основе аналитических исследований и методических разработок создано программное обеспечение «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин», обеспечивающее выбор наиболее оптимального способа борьбы с поглощениями и расчёт технологических параметров его реализации независимо от квалификации исполнителей работ.
-
Разработана комплексная методика по борьбе с осложнениями при строительстве скважин, обеспечивающая расчет оптимальных параметров снижения проницаемости пород с эффективной реализацией соответствующих механизмов (водоотделения, структурообразовапия и эффекта расклинивающего давления).
-
На основе опубликованных материалов промысловых работ и результатов апробации па конкретных скважинах подтверждена эффективность разработанного методического комплекса.
Апробация результатов исследований
Основные положения работы докладывались и получили одобрение на Шестой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 2005) и Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной
Сибири» (Тюмень, 2005)
Разработанный методический комплекс прошёл успешную промысловую апробацию па двух поиющающих скважинах Зюзеевского нефтяного месторождения.
Публикации
По материалам исследований опубликовано 4 научные работы
Объём и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (147 наименований) и пяти приложений Изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 13 таблиц и 17 рисунков.
Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости
К основным технологическим факторам, вызывающим поглощения промывочной жидкости, относятся [126]:
- повышенная плотность, вязкость и статическое напряжение сдвига промывочной жидкости;
- уменьшение кольцевого зазора между стенкой скважины и буровым инструментом;
- компоновка и скорость спуска бурового инструмента;
- высокие давления при проведении различных работ в скважине (нагнетание цементных и тампонажных смесей);
- гидравлический разрыв пород при проведении технологических операций.
Рассмотрим более подробно основные из перечисленных факторов, которые наиболее часто вызывают поглощение технологических жидкостей.
Повышение плотности бурового раствора приводит как правило к увеличению давления (гидростатического и динамического) на стенки скважины, что может привести к образованию поглощающих каналов. При этом из промыслового опыта известно, что в отдельных случаях после перехода на облегчённый промывочный раствор или аэрированную жидкость поглощение прекращается и дальнейшее бурение скважины проходит без осложнений.
Увеличение вязкости и статического напряжения сдвига создают дополнительные гидравлические давления вследствие увеличения сопротивления движению жидкости в кольцевом зазоре [126].
Уменьшение кольцевого зазора между стенками скважины и буровым инструментом приводит к значительной потере давления и образованию повышенных гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости. Наибольшее дополнительное давление возникает при образовании сальников на буровом инструменте, при обвалах, прихватах и др. При этом максимальное дополнительное давление на стенки скважины при вышеописанных процессах определяется подачей бурового насоса [126]. Поглощение бурового раствора очень часто также вызывают гидродинамические давления, возникающие при быстром спуске бурильной колонны [55,101,123,139]. Непосредственное влияние на значения давлений в данном случае оказывают технические данные скважины, компоновка низа бурильного инструмента, режимы проведения спускоподъёмных операций, физико-химические свойства промывочной жидкости и фильтрационные свойства проницаемого пласта.
К настоящему времени разработано несколько методик определения величин гидродинамических давлений, возникающих при проведении спускоподъёмных операций. Так, в работе [30] предлагается всестороннее решение задачи вычисления гидродинамического давления, возникающего при осесимметричном установившемся движении гладкого полубесконечного цилиндра без дна в скважине, заполненной бингамовой жидкостью применительно к спуску обсадных колонн. Автором показано, что при спуске 219- и 245-мм обсадных колонн без обратных клапанов в скважины диаметром 269 и 295 мм соответственно начальное гидродинамическое давление в 4 раза меньше, чем с ними. Однако следует иметь в виду, что при открытом нижнем конце колонны будет происходить интенсивный перелив жидкости из труб, а в кольцевом пространстве не будет разрушаться тиксотропная структура глинистого раствора, что может привести к осложнениям при восстановлении циркуляции. В работе делается вывод, что спуск труб без обратного клапана крайне нежелателен, так как это может привести к серьёзным осложнениям [30].
К основным недостаткам формул, предлагаемых в упомянутой работе, а также формул других авторов является то, что они не учитывают влияния таких факторов как глубины залегания кровли поглощающего пласта, его толщины, интервалов расширения и сужения ствола скважины, количества вскрытых проницаемых пластов и их фильтрационных свойств на изменение динамических давлений в результате взаимодействия скважины с прискважинной областью проницаемого интервала. Так, в работе [93] определение гидродинамических давлений производится с учётом влияния параметрической характеристики проницаемой зоны по формуле
Данная зависимость является наиболее предпочтительной для описания гидродинамических давлений, т.к. учитывает гидропроводность проницаемого пласта. Однако следует отметить тот факт, что определение давлений в скважине для решения практических задач с помощью расчётных моделей проблематично, так как расчётные значения давлений и фактические, измеренные в скважине, очень часто на практике существенно отличаются [93]. Это объясняется тем, что на геолого-техническую систему «скважина - п пластов» действует комплекс факторов (свойства и режимы циркуляции промывочной жидкости, скорость спускоподъёмных операций, фильтрационные и прочностные характеристики горных пород, межпластовые перетоки, величины пластовых давлений и др.), что приводит к практически непредсказуемому поведению системы, её неопределённости и нестационарным процессам гидродинамического взаимодействия. В данной ситуации существует два наиболее оптимальных решения. Это или производство прямых глубинных измерений в скважине, или формирование надёжного и герметичного канала ствола скважины, изолированного от проницаемых интервалов. Это позволит исключить влияние на рассматриваемую систему процессов подземной гидродинамики и получить скважину, процессы в которой подчиняются только законам трубной гидравлики. Повышение герметичности и прочности ствола скважины в интервале проницаемых пород возможно применением технологии бурения скважины с одновременной обработкой ствола высоконапорными гидромониторными струями глинистого раствора. Создание кольматационного экрана приводит к значительному расширению пределов технологически безопасного изменения дифференциальных давлений при спускоподъёмных операциях, восстановлении циркуляции и промывке скважины. Технология гидромониторной кольматации более подробно рассматривается в разделе 2.
Другим распространённым фактором поглощения технологических жидкостей является гидроразрыв горных пород, поглощение при котором как правило происходит по одной из 2-х схем [125].
В первом случае при нагнетании промывочной жидкости под высоким давлением происходит расширение трещин в породах, их удлинение и соединение в связанную гидравлическую сеть. Процесс развития - и распространения трещин прекращается после того, как трещины встретят крупный открытый естественный канал поглощения промывочной жидкости, выполняющий роль «дренажного канала» (рисунок 1.1).
Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов
Как следует из промыслового опыта, эффективность и успешность работ по борьбе с поглощениями во многом зависит от наличия у исполнителя качественной и в необходимом объёме информации о поведении поглощающей скважины, наличия и расположения проницаемых интервалов и их характеристик. В свою очередь, отсутствие такой информации либо наличие некорректных данных о поглощающих пластах приводит к применению необоснованных методов и как следствие, к ещё большим осложнениям (дренирование призабойной зоны пласта и др.) и снижению показателей эффективности и успешности выполняемых работ. Как уже было показано в разделе 1, существующие методы расчёта технологических параметров проведения изоляционной операции практически не учитывают такого важного фактора как геолого-физические свойства проницаемого интервала. Поэтому для оперативного получения достоверной информации о наличии и характеристиках поглощающих пластов требуется выбор и обоснование метода исследования проницаемых интервалов, который бы отвечал таким требованиям как оперативность, достоверность и не нуждался в дополнительных специальных средствах, т.е. максимально совмещался с производственным процессом бурения. Такая постановка задачи определяется тем, что большинство поглощений вызывают остановку бурения, что влечёт за собой дорогостоящий простой оборудования и рабочей силы.
Для выбора оптимального метода, отвечающего технологическим требованиям, проведём сравнительный анализ существующих способов исследований проницаемых пластов.
В настоящее время наиболее широкое применение нашли следующие способы исследования поглощающей скважины:
- наблюдение за гидравлическим состоянием и поведением скважины в процессе бурения;
- расходометрия;
- телеметрия;
- каверно- и профилеметрия;
- термометрия;
- радиоактивный каротаж;
- гидродинамические исследования.
Наблюдение за гидравлическим состоянием и поведением скважины осуществляется буровой бригадой непосредственно в процессе бурении. При этом с точки зрения борьбы с поглощениями наиболее важными параметрами являются скорость механического бурения, изменение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости буровых насосов, перепад давления на устье, а также положение статического и динамического уровней жидкости при проведении спускоподъемных операций. Несмотря на то, что комплекс перечисленных параметров является недостаточным для обоснованного выбора способа борьбы с осложнением, он позволяет установить природу и характер поглощения (гидроразрыв, раскрытые каналы либо каналы с изменяемой геометрией фильтрации). Кроме того, в процессе наблюдения за поведением скважины становится возможным вовремя обнаружить поглощение промывочной жидкости невысокой интенсивности и своевременно применить способы предупреждения поглощений (снижение скорости спуска бурового инструмента, остановка процесса бурения, снижение подачи насосов и т.д.).
Расходометрия, телеметрия, кавернометрия, термометрия, резистивиметрия и различные виды каротажа относятся к группе геофизических исследований, которые проводятся с целью выделения в разрезе проницаемых зон и уточнением их границ (глубины расположения кровли и подошвы), а также выявления интервалов межпластовых перетоков, определения их направления и интенсивности в случае, если было вскрыто два и более проницаемых пласта. Исследования данной группы требуют применения специального оборудования и связаны с затратами времени и средств. Поэтому перечисленные способы в данной работе не рассматриваются, так как не отвечают основным из поставленных требований — оперативности и максимального совмещения с технологическим процессом бурения.
Из перечисленных способов наиболее предпочтительными являются гидродинамические методы исследований, основанные на определении комплекса прямых характеристик проницаемых пластов (основным из которых является коэффициент приёмистости). Для исследований поглощающих скважин используется метод опрессовок и метод нагнетания жидкости на нескольких режимах.
Метод опрессовок предназначен для оперативного контроля герметичности и прочности ствола скважины при бурении, выделения в разрезе и уточнения границ поглощающего интервала (глубины залегания кровли и подошвы), определения градиента давления начала фильтрации жидкости в проницаемые породы с изменяемой геометрией каналов. Операции опрессовок проводятся по одной из двух схем - нагнетанием жидкости через герметизированное устье скважины или через пакер, устанавливаемый над исследуемым интервалом. При этом схема работ выбирается исходя из цели исследований.
Гораздо более важным с точки зрения борьбы с поглощениями является метод нагнетания жидкости на нескольких режимах, так как он позволяет получить главную характеристику поглощающего пласта - его гидродинамическую (интегральную) характеристику - индикаторную зависимость, которая является основой для определения остальных характеристик проницаемых пород и технологических параметров проведения изоляционной операции. В связи с этим рассмотрим более подробно порядок проведения работ для получения такой характеристики.
К методу нагнетания жидкости на нескольких режимах предъявляются следующие требования:
- гидродинамические исследования проницаемого пласта проводятся не менее чем на трёх режимах нагнетания промывочной жидкости или глинистой пасты (в случае, если скважина характеризуется высокой интенсивностью поглощения);
- нагнетание жидкости или пасты в течение заданного отрезка времени должно происходить при постоянной подаче насоса и установившемся перепаде давления в течение 5 мин;
- гидродинамическим исследованиям подвергается только один поглощающий пласт; в случае, если по результатам опрессовок установлено, что имеется 2 и более проницаемых участка, необходимо приведение системы «скважина - п пластов» к системе «скважина — 1 пласт» применением разобщающих устройств (пакеров);
- для получения информации о забойных давлениях во время проведения исследований в компоновке низа инструмента должны быть установлены глубинные манометры;
- давление по манометру на устье скважины при максимальной подаче насоса не должно превышать 5 МПа. Сам порядок проведения исследований состоит из следующих этапов:
1. Колонну бурильных труб с открытым концом спускают на заданную глубину и устанавливают в рабочее положение.
2. Бурильную колонну через заливочную головку манифольдом обвязывают с ЦА и насосом буровой установки. Линия опрессовывается на 1,5 ожидаемого рабочего давления нагнетания при исследованиях.
3. Ёмкость ЦА заполняют промывочной жидкостью или заранее приготовленной пастой, затрубное пространство герметизируют.
4. Нагнетание жидкости на первом режиме начинают с подачи насоса, при которой возникает избыточное давление на устье, изменение которого надёжно контролируется. Исследование считается качественным и завершённым, если на каждом из режимов достигается стабилизация давления нагнетания при заданном расходе жидкости в течение 5 минут.
Второй и третий режим проводятся по схеме, аналогичной первой с той лишь разницей, что повышается расход нагнетания. После каждого из режимов исследования проводится остановка работ не менее чем на 5 минут для контроля снижения давления во времени.
Особенности технической реализации работы гидромониторной струи в условиях скважины
Исследованию закономерностей распространения затопленной струи посвятили свои работы многие авторы: Абрамович Г.Н. [1], Альтштуль А.Д., Киселёв П.Г. [6], Гибсон А.Х. [28], Голеевский А.А. [29], Кулиев А.Э. [64], Лойцянский Л.Г. [73], Козодой А.К. [10], Сизов Г.Н. [112], Сиов Б.Н. [114], Халилов А.А. [130], Шабазов Ш.А., Ашихмин В.И. [132,133], Forstall W., Gaylord E.W., [142], Kuethe A.M. [143], McLean R.H. [144], Poreh M., Cermak J.E. [147] и др., в которых представлены различные теории истечения жидкости через отверстия в жидкую среду, исследованы геометрические и гидродинамические характеристики затопленных струй на основном участке, а также значения коэффициентов расхода и скорости для насадков различной формы.
Сам механизм взаимодействия затопленной струи с преградой также был рассмотрен во многих работах, авторами которых являются Козодой А.К., Зубарев А.В., Фёдоров B.C. [47], Кочетков Л.М. [54], Кузнецов Р.Ю. [60], Кузнецов Ю.С., Матюшин П.Н. [61,79], Мительман Б.И., Гусман A.M. [82], Поляков В.Н. [92,98,100], Тагиев Э.И., Арзуманов Р.Г., Джалилов Н.М. [119], Бойко П., Буняк Б., Филь В. [17], Козодой А.К., Варламов Е.П. [45], Кулиев А.Э. [62,67], Мелик-Асланов Л.С., Сидоров О.А. [80], Кулиев А.Э. [68], Яремиичук Р.С., Качмар Ю.Д. [136], Payne L.L. [145], Feenestra R., J.J.M. van Leeuwen [141] и др.
Однако применение гидромониторной кольматации в условиях скважины характеризуется целым рядом факторов, которые вносят ряд корректив и оказывают непосредственное влияние на эффективность воздействия затопленной струи [51]:
- свойства промывочной жидкости;
- гидростатическое давление столба жидкости в скважине;
- наличие механических примесей в среде, в которой распространяется струя;
- фактор деформации растяжения, действующий на бурильную колонну;
- стеснённость струи;
- форма насадка;
- продольная и поперечная вибрации насадка;
- ограниченность размеров насадка;
- ограниченность размеров подводящего канала;
- свойства обрабатываемой горной породы;
- продольный и поперечный сносящие потоки.
Рассмотрим влияние основных из вышеперечисленных факторов на работу затопленной гидромониторной струи в условиях скважины.
При применении гидромониторной кольматации в процессе бурения скважин на эффективность воздействия струи на породу оказывает влияние физический и химический состав промывочной жидкости. В работе [138] доказано, что при значениях фактической скорости истечения глинистого раствора из насадки и 50м/с и числа Рейнольдса Re 90000 коэффициент расхода ц = 0,96 -0,98, а сопротивления = 1,02-1,07, и физико-механические свойства глинистых растворов практически не оказывают влияния на численные значения этих коэффициентов. О непосредственном влиянии состава промывочной жидкости на формирование струи также говорит тот факт, что при прочих равных условиях диаметр струи бурового раствора на 15-20 % меньше диаметра струи воды, что объясняется уменьшением интенсивности расширения струи при высоких вязкостях жидкости [63,64]. В работе [54] говорится о том, что разрушение струёй глинистого раствора с добавлением абразива начинается при значительно меньших давлениях, чем струёй воды. Так, при разрушении цементного камня прочностью 16,5 МПа струёй глинистого раствора с добавлением кварцевого песка в количестве 3-4 %, разрушение образца начинается уже при давлении в центре пятна струи в 14 % от прочности цементного камня [54]. В работе [52] также указывается на то, что с повышением содержания глинистой фазы в жидкости гидроперфорации скорость резки повышается и режущая способность естественного глинистого раствора ввиду наличия в нём, кроме глинистой фазы, дополнительно и твёрдых веществ (песка, частиц нераспустившейся породы и др.), в частности, в количестве 0,9 % значительно выше при прочих равных условиях, чем раствора, приготовленного из глинопорошка.
Применительно к гидропескоструйной перфорации, наличие абразива является положительным фактором, т.к. значительно интенсифицирует процесс разрушения горной породы. При гидромониторной же кольматации его наличие уже является негативным фактором, т.к. при обработке непрочных пород начинается их разрушение. Однако и в том, и в другом случае абразив оказывает сильное разрушающее воздействие на оборудование, что приводит к значительно более интенсивному его износу.
Однако стоит отметить, что в реальных условиях при воздействии струёй на горные породы, имеющих незначительный предел прочности на одноосное сжатие, например слабосцементированные коллекторы, различие между действием затопленной высоконапорной струи жидкости с абразивом и без него практически исчезает [107].
Данные исследования авторов работ [44,138,146] также свидетельствуют о значительном влиянии вещества затопленной струи на эффективность разрушения. Как показали опыты, для того, чтобы образец начал разрушаться от динамического воздействия струи воды, необходимо, чтобы удельное давление последней на образец превосходило его прочность на одноосное сжатие в среднем в 1,8 раза [44]. Анализ зависимостей, полученных в результате эксперимента данной работы, указывает на существенное отличие разрушающей способности струй воды и глинистого раствора. Даже при незначительном удельном весе глинистого раствора (1,10 г/см3) размыв образца наступает при давлении струи в 3,8 раза меньшем, чем при воздействии струёй воды. Еще большую разрушающую способность имеют струи глинистого раствора при дальнейшем увеличении удельного веса последнего, и особенно, при его утяжелении баритом. Величина коэффициента К для струй утяжеленного баритом глинистого раствора в 25-30 раз меньше, чем для водяных [44]. В данном случае в качестве коэффициента К принято отношение критического давления струи к прочности образца на одноосное сжатие. Такое значительное отличие в разрушающей способности струй воды и глинистого раствора обусловлено различным механизмом их взаимодействия с породой [44]. В работе [44] выдвигается предположение, что разрушающая способность затопленных струй в значительной степени зависит от эрозионных свойств жидкости (от содержания в ней твердых частиц и от абразивности последних). В данной работе принят так называемый показатель абразивности А, равный уменьшению веса исследуемого образца породы в мг. Из опытов был сделан вывод, что данный показатель возрастает с увеличением удельного веса глинистого раствора, а следовательно, и количества твёрдой фазы [44]. Вместе с тем, на величину А влияет и качество твердой фазы. Так, например, при увеличении содержания твердой фазы темп увеличения абразивности А для утяжеленного баритом раствора значительно выше, чем для нормального. Это объясняется тем, что абразивность барита в 2,3 раза больше, чем глины [44]. В работе делается вывод, что даже незначительное увеличение показателя абразивности жидкости А приводит к резкому снижению сопротивляемости породы размыву. Наиболее интенсивное снижение величины К происходит при малых абсолютных значениях А. Дальнейшее увеличение показателя абразивности не оказывает заметного влияния на относительную сопротивляемость породы. Таким образом, для того, чтобы обеспечить начало эрозионного разрушения породы, должна быть достигнута некоторая оптимальная величина показателя абразивности А. Проведенными опытами установлена в качестве оптимальной величина Аопт =100-150мг. В данной работе также указывается на возможность достижения эффективной эрозии породы струей жидкости, содержащей такое количество абразивных частиц, которое не сопряжено с интенсивным износом оборудования. В работе отмечается, что полученные выводы о преимущественном эрозионном (а не динамическом) воздействии струй глинистого раствора на породу позволяют установить роль вещества струи в процессе разрушения забоя.
Другим важным фактором, оказывающим существенное влияние на динамический напор струи, является гидростатическое давление. Но при расстоянии от насадка до разрушаемой породы менее 10-15 мм влияние этого параметра резко снижается, притом более сильно для высоких перепадов давления в насадке (1500 и 2000 атм.) [22,136].
Апробация методического комплекса
Апробация разработанного программного комплекса была проведена на основе материалов промысловых работ. Для тестов были выбраны 3 скважины, каждая из которых относится к одной из трёх категорий сложности поглощений в соответствии с принятой классификацией.
Для первого теста была выбрана скважина Хурингдаконская разведочная (Красноярский край, 1993) [100]. Основные сведения о поглощающей скважине представлены в таблице 4.5.
В соответствии с классификацией, принятой в разработанной методике, данная скважина относится к первому типу осложнения, т.е. тампонирование поглощающих пород в данном случае возможно реализацией бокового режима нагнетания.
Результаты расчётов параметров проведения технологической операции по изоляции представлены в таблице 4.6. В таблице приведены расчётные. данные, полученные при помощи программного комплекса «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» и фактические при проведении изоляционной операции на скважине.
Для второго теста была выбрана скважина 1347 Байсаровская (Республика Башкортостан, 1973) [100]. Данная скважина относится ко второму типу поглощающих скважин, т.е. в данном случае тампонирование проницаемого интервала с высокой вероятностью будет происходить в переходном режиме. Основные данные скважины представлены в таблице 4.7.
Рекомендуемые параметры управления изоляционной операцией, полученные при помощи разработанного программного обеспечения, представлены в таблице 4.8.
Для третьего теста была выбрана скважина Моктаконская разведочная (Красноярский край, 1989) [100]. Данная скважина в соответствии с классификацией, принятой в разделе 3, относится к самому сложному -третьему типу поглощения и в данном случае первый этап изоляции проницаемого интервала будет происходить в донном режиме нагнетания. Основные данные скважины представлены в таблице 4.9.
Технологические параметры проведения изоляционной операции, полученные при помощи разработанного программного обеспечения и фактические приведены в таблице 4.10.
Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что достигнута удовлетворительная сходимость расчётных параметров изоляции поглощающих пластов с результатами промысловых работ, выполненных на той же методической базе, что подтверждает эффективность разработанного методического комплекса.
Промышленная апробация программного комплекса была проведена на скважинах №№ 2386 и 2318 Зюзеевского нефтяного месторождения. Акт апробации представлен в приложении Е. В соответствии с принятой классификацией в разделе 3 скважина № 2386 относится ко 2-й категории сложности (интенсивность поглощения 45 м3/ч), скважина № 2318 - к самой сложной, третьей категории (интенсивность поглощения 108 м3/ч).
Основные исходные данные по скважине № 2386 на момент начала поглощения представлены в таблице 4.11.
При проведении гидродинамических исследований было выявлено два проницаемых интервала - 1150-1180 м (Серпуховский подъярус) и 1240-1340 м (Окский подъярус). Для каждого из интервалов было принято решение о проведении отдельной изоляционной операции с применением пакера. На основе исходных данных по скважине и по результатам проведённых гидродинамических исследований фильтрационных характеристик поглощающих пластов применение программы «Борьба с осложнениями при строительстве нефтяных и газовых скважин» позволило обосновать механизм их изоляции и рассчитать оптимальные параметры технологического процесса изоляционной операции.
При изоляции интервала 1240-1340 м пакер был установлен на глубине 1240 м. Было закачано 4 м3 глинистой пасты-пробки при подаче насоса ЦА 0,0062 м3/с с давлением на устье 1 МПа и 4 м3 цементного раствора плотностью 1700 кг/м3 с расходом 0,0125 м3/с с давлением на устье 2 МПа в начале нагнетания цементного раствора и 3 МПа в конце нагнетания. После остановки насоса давление на устье составило 0,8 МПа. По результатам проведённых работ были получены следующие показатели: коэффициент приёмистости К, =0,42-10-2 м3/(с-МПа), интенсивность поглощения С, =15,1 м3 /ч, характер циркуляции - частичный выход.
В процессе изоляции интервала 1150-1180 м пакер был установлен на глубине 1160 м. В процессе изоляции в интервал поглощения закачано 4 м3 глинистой пасты-пробки с расходом 0,0125 м3/с и 10 м3 цементного раствора с расходом 0,0126 м3/с. Давление нагнетания в начале операции составило 2-3 МПа, в конце — 3-4 МПа. После остановки насоса давление на устье составило 1,5 МПа. По результатам проведённых работ были отмечены следующие показатели: К2=0,14-10 2 м3/(с-МПа), интенсивность поглощения С2=5 м3 /ч, характер циркуляции - полный выход.
Основные исходные данные по скважине № 2318 приведены в таблице 4.12:
По результатам гидродинамических исследований был выявлен один проницаемый интервал 1438-1450 м (Турнейский ярус), интенсивность поглощения которого составила 108 м3/ч. В связи с тем, изоляция данной интервала с высокой степенью вероятности будет проходить в донном режиме, необходимо проведение двух последовательных изоляционных операций.
Во время первой операции пакер был установлен на глубине 1343 м. В интервал поглощения 1438-1450 м было закачано 10 м3 пасты-пробки с расходом 0,009 м3/с, на которую установлено 9 м3 (из 10 м3) цементного раствора плотностью 1740 кг/м3 без создания давления на устье. В стволе скважины оставлен 1 м3 цементного раствора. По результатам были получены следующие показатели: статический уровень жидкости Нст =20м, цементный мост встречен на глубине 1444 м, коэффициент приёмистости К, = 0,28 10"2 м3 /(с МПа), интенсивность поглощения С, = 10 м3 /ч, характер циркуляции частичный выход.
Во время второй операции через открытый конец бурильных труб на глубине 1400 м выше головы цементного моста (глубина 1442 м) закачано 3 м3 цементного раствора плотностью 1700 кг/м3 без давления на устье. После этого мероприятия выход циркуляции составил 100%, давление контрольной опрессовки 9,5 МПа, что свидетельствует о герметичности ствола скважины.
Таким образом, результаты промысловой апробации программного комплекса показали, что при соблюдении методических требований и реализации рассчитанных программой технологических параметров регулирования и процесса гидроизоляции проницаемых пород, а также рекомендаций по выбору, приготовлению и применению тампонажных смесей, эффективность операций при борьбе с поглощениями (в сравнении с достигнутыми производством) возрастают нелинейно. Результатом проведённых работ на поглощающих скважинах Зюзеевского нефтяного месторождения является полное восстановление герметичности и гидромеханической прочности ствола скважины до требуемых значений.
