Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений для повышения производительности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами

Актуальность проблемы. В среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны до 60% и выше. Более 80% добывающего фонда скважин приходится на старые месторождения, где извлекаемые запасы сократились на 70−90% и ниже. При этом доля трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет и достигла более 60%. Существенно уменьшился суточный дебит скважин.

К этой категории относятся нефтегазовые месторождения Краснодарского края, отличающиеся по глубинам залегания, физическим характеристикам коллекторов и насыщающих флюидов, времени ввода в эксплуатацию (70 лет). Здесь проблема стабилизации добычи нефти связана с проведением различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), требующих зачастую глушения и промывки скважин, что, как правило, приводит к снижению проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Опыт свидетельствует, что из-за особенностей строения коллекторов, их послойной и зональной неоднородности ни одна из технологических жидкостей не является универсальной. Необходим индивидуальный подход к выбору жидкости глушения на базе исследований кернового материала с зональной привязкой, а учитывая высокую интенсивность ГТМ обязателен принцип опережающего планирования ремонтных работ, методов оптимизации ремонтов в условиях ограниченных ресурсов.

Другой актуальной проблемой является появление межколонного давления (РМк) при эксплуатации скважин, признанных ранее после строительства герметичными. Это, прежде всего, нефтегазовые глубокие скважины, пробуренные на рубеже 2000;х годов на небольшие линзовидные залежи нефти с АВПД, а также ряж скважин старого фонда. Формально, вне зависимости от величины Рмк, на каждой такой скважине требуется выполнить трудоемкий комплекс малоэффективных работ, подтверждающий, в результате, очевидную по опыту возможность безопасной эксплуатации.

В связи с этим необходима разработка и согласование с надзорными службами научно-обоснованной концепции, регламентирующей условия и режимы безопасной эксплуатации скважин с Рмк.

Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации скважин на базе научно-технологического обоснования режимов работы и планирования ремонтных работ.

Основные задачи исследований. 1. Аналитические и экспериментальные исследования причин появления межколонных давлений при эксплуатации скважин, ранее признанных герметичными после строительства.

2. Разработка концепции и научно-техническое обоснование принципов безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с межколонным давлением.

3. Обоснование условий предупреждения и методов изоляции источников межколонных давлений.

4. Разработка альтернативных по эффективности:

— технологических жидкостей глушения и бурения боковых стволов;

— способов декольматации призабойной зоны пласта;

— методов планирования ремонтных работ.

Методы исследования. Анализ и обобщение опубликованных работ и накопленного промыслового опыта. Аналитические, экспериментальные, опытнопромышленные исследования технологических процессов. Вероятностно-статистические и детерминированные методы анализа накопленного опыта работ.

Научная новизна. 1. Научно обоснована концепция безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением (Рмк).

2. Разработана аналитическая схема расчета Рмк по давлению опрессовки промежуточной колонны с учетом ее износа при бурении и срока последующей эксплуатации скважины.

3. Теоретически обосновано и в опытно-промышленных условиях подтверждено появление Рмк в работающей скважине из-за теплового расширения бурового раствора.

4. На базе расчетов размеров и гидродинамических параметров каналов утечки обоснована методика и показатели свойств тампонажных составов для изоляции перетоков.

5. На основе теоретических и лабораторных исследований молекулярно-поверхностных процессов на границах раздела фаз разработаны эффективные рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин и промывки бурящихся боковых стволов.

6. Предложена методика планирования и управления ремонтом скважин для стабилизации добычи нефти.

Основные защищаемые положения. 1. Методический подход к обоснованию принципов безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением.

2. Аналитическая схема расчета допускаемых давлений в межколонном пространстве для безопасной эксплуатации добывающих скважин.

3. Методы предупреждения и ликвидации причин проявления межколонных давлений.

4. Технологические жидкости глушения скважин и проводки боковых стволов.

5. Методика планирования объемов ремонтных работ для стабилизации добычи.

Достоверность результатов исследований. Достоверность результатов исследований определяется корректной постановкой задач, применением современных методов обработки описывающей процесс геолого-промысловой информации, проведением теоретических и экспериментальных исследований, результаты которых корреспондируются с фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость. 1. Разработанная концепция безопасной эксплуатации скважин с Рмк формализована в «Проекте безопасной эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонным давлением на месторождениях ООО „Роснефть“ — Краснодарнефтегаз». Заложенный в.

Проекте ." принцип ранжирования фонда скважин с РМк по 3-м группам опасности позволил только менее 10% скважин (3-я группа) отнести к требующим профилактических мероприятий. Остальные скважины (1 и 2-я группы) эксплуатировались в обычном, но контролируемом режиме. На базе опыта внедрения «Проекта.» разработан региональный стандарт «Положение ООО „РН-Краснодарнефтегаз“. Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением» №П1−01.05 Р-0088 ЮЛ-097.

2. Аналитически обоснована неизбежность появления Рмк от давления расширения бурового раствора из-за разогрева от лифтируемой продукции скважины. Этот факт стал нормой для дифференциации причин появления.

П ^ «-*.

Рмк в каждой конкретной скважине.

3. Ужесточение контроля за операцией «стравливания» в зависимости от сопоставления величин текущего Рмк с расчетным допускаемым [Рмк] позволили:

— запретить «стравливание» при РМк < [Рмк], что исключило отток жидкости из межколонного пространства, а, следовательно, снижения противодавления столба раствора на цементное кольцо;

— при технологической необходимости «стравливания» контролировать объем вытекающей жидкости, а, следовательно, текущее противодавление на цементное кольцо, минимально необходимое количество возвращаемого раствора для компенсации исходного объема.

4. Определены условия формирования, конфигурация и размеры каналов утечки в резьбовых соединениях, разработаны меры профилактики, а так же требования к показателям свойств тампонажных материалов и режимным характеристикам процесса при их изоляции.

5. При разработке технологических жидкостей для глушения и промывки скважин обоснован принцип зональной привязки их показателей свойств по керновому материалу.

6. Для оптимизации добычи разработана методика планирования ремонтных работ.

Апробации работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на региональных, отраслевых и международных конференциях и семинарах, в том числе 5-я международная практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3−6 октября 2005 г.) — международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 24−29 мая 2010 г.) — 1-я научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК „Роснефть“ — НТЦ» (г. Краснодар, 26−27 ноября 2007 г.) — IX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Краснодарский край, пос. Небуг, 15−17 сентября 2009 г.), а также периодически обсуждались на ученых советах и НТС КубГТУ, ООО «НК „Роснефть“ — НТЦ», «Бургаз», ООО «Роснефть» — Краснодарнефтегаз".

Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Гилаеву Г. Г за помощь в формировании и поэтапном обсуждении работы, а также сотрудникам КубГТУ и ИТР ООО «Роснефть» -Краснодарнефтегаз" за ценные советы при выполнении и обсуждении результатов исследований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На базе опубликованных исследований и промыслового опыта рассмотрена динамика состояния крепи при строительстве и эксплуатации скважин. Анализ показал, что в реальных условиях исход крепления скважин зависит от совокупности геолого-технических и технологических факторов, а его успешность носит вероятностный характер. Циклические температурные воздействия от лифтируемой продукции и давления на колонну способствуют деформации крепи.

Констатируется зачастую невозможность полной герметичности крепи, а приемлимость результатов достигается только высокими гидравлическими сопротивлениями движению пластовому флюиду в микроканалах резьбы или цементного камня и вдоль контактных с колонной поверхностей.

2. По результатам обобщения промысловых наблюдений и опубликованных исследований показано, что в подавляющем большинстве скважин, построенных в соответствии с требованиями рабочих проектов и признанных герметичными, при освоении или последующей эксплуатации, появляются давления в межколонном пространстве (Рмк) из-за фильтрации пластовых флюидов по цементному кольцу или пропусков (свищам) в резьбовых соединениях обсадных труб. Вероятны каналы утечки в элементах крепи малых размеров и герметичные по воде. Этим объясняется нецелесообразность или низкая эффективность их изоляции, когда по действующим регламентам скважина относится к числу дефектных и проводятся длительные, как правило неэффективные ремонтные работы с потерей добычи.

3. Разработаны основные принципы безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с РМкСкважина рассматривается как система, имеющая несколько уровней защиты от потери герметичностизацементированные эксплуатационная, техническая, промежуточная колонны и кондуктор, РМк которых постоянно контролируется. При этом несущая способность каждого из экранов зависит от прочностных характеристик обсадных колонн в соответствии с величинами РМкВ зависимости от результатов сопоставления, допускаемые давления в межколонном пространстве [Рмк-] должны ранжироваться по степени опасности нарушения герметичности экранирующей (технической) колонны. [Рмк] оценивается по давлению опрессовки (Ропр) экранирующей колонны с учетом износа, а ранжирование производится по трем группам скважин: 1) безопасным Рмк (Рмк «[Рмк]) — с допустимым Рмк (Рмк < [Рмк]) — С опасным Рмк (Рмк > [Рмк])• Проведено ранжирование по группам опасности всех скважин с РМк на 11 месторождениях Общества. Из 227 скважин с РМк в 1 и 2 группы вошли 204 скважины (~ 90%) и продолжают эксплуатироваться без ограничений и только 23 скважины (~ 10%) требуют специальных мероприятий. Разработаны схема экспресс-оценки источников Рмк и алгоритм оценки коэффициента износа эксплуатационной колонны.

Выполнен статистический анализ 49 влияющих на РМк факторов с использованием теории распознавания образов и непараметрических статистик. Разработан комплекс методов и технологических схем по предупреждению и ликвидации Рмк.

4. По результатам исследований с участием автора разработан и с ноября 2005 г внедряется «Проект по безопасной эксплуатации, консервации и ремонту скважин с РМк на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз», утвержденный Управлением по надзору за опасными общепромышленными объектами (№ 11-ПД-119−2005). На базе «Проекта.» для оперативного руководства разработан стандарт предприятия «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением» №П1−01.05 Р-0088 ЮЛ-097.

5. Критический анализ опыта применения на месторождениях региона для промывки и глушения скважин различных технологических жидкостей показал, что ни одна из них не является универсальной, а выбор рецептур растворов должен производиться на базе исследований кернового материала с зональной привязкой.

На основании более чем 500 наблюдений по отбору керна на площадях Общества и более 60 исследований образцов показано, что прочность и проницаемость керна, носят марковский характер. Это свидетельствует о том, что эти показатели пород по глубине и азимутам скважины носят случайный характер.

6. По результатам спланированных лабораторных исследований на естественном керновом материале, стендовых и промысловых испытаний рекомендованы:

— в качестве жидкости глушения композиция солевого раствора, состоящая из 1,5% масс. № 01, 1,5% масс. КС1 и 0,1% масс. ОП-Ю;

— для вскрытия продуктивных пластов при зарезке вторых стволов рецептуры промывочных жидкостей на основе карбоната кальция (мел), жидкого стекла, КМЦ, бентонитовой глины и ПАВ. Исследован механизм эффективной декольматации ПЗС при кислотной обработке с применением гидровибраторов.

7. Обоснован методический подход к планированию и управлению ремонтом скважин. Предложена процедура определения времени и очередности проведения ГТМ, позволяющая оценить рентабельность эксплуатации каждой скважины с учетом затрат на ГТМ, автоматизировать процесс принятия решений. Разработан алгоритм расчета динамики изменения фонда скважин, предложена контрольная карта, обеспечивающая слежение как за суммарным объемом добычи, так и планируемым к данном сроку.

8. Разработаны и даны решения двух задач оптимального планирования и управления ремонтом скважин. Первая задача решается при ограничениях на объем добычи нефти. Во втором варианте затраты не должны превышать определенную сумму. В первом случае минимизируются общие затраты, а во втором — максимизируется объем добычи нефти.

9. Разработан алгоритм расчета динамики изменения фонда скважин. Для оперативного управления состоянием фонда скважин, предложена контрольная карта, обеспечивающая слежение за суммарным объемом добычи нефти и планируемым объемом к данному сроку.