ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Рис. 4. Эксплуатационные затраты при бурении под техническую колонну [1]

Что касается долот PDC, то здесь ситуация неоднозначная. Так же как и в случае с шарошечными долотами, подъем происходит из-за снижения механической скорости, либо по достижению проектного забоя. При этом долото было готово к повторному использованию, а это значит, что его можно использовать на соседних скважинах. Отсюда можно сделать вывод, что использование долот PDC более эффективно и рационально при строительстве эксплуатационных скважин на кустовых площадках. Пример износа долота PDC показан на рис. 6.

Рис. 5. Износшарошечногодолота [1] Рис. 6. Износ долота PDC[1]

Также следует отметить исследования, проведенные В.В. Чулковой, где приводится, что износ вооружения представлен истиранием и сколами с признаками термического перегрева в основном по периферийной части лопастей. Износ центральных резцов практически отсутствует. По опыту отработок износ в центральной части чаще всего отсутствует (рис. 7).

121

В наиболее неблагоприятных условиях находится периферийное вооружение. Именно в этих точках лопасти наибольшая удельная мощность трения и наихудшие условия охлаждения. Циклический нагрев и охлаждение поверхности во время работы и, следовательно, чередующиеся, расширение и сжатие поверхностных слоев, приводят к появлению так называемых бороздок усталости [2].

На сегодняшний день одним из основных ресурсов повышения эффективности (технико-экономических и качественных показателей) бурения долотами PDC являетсявнедрение специальных износостойких резцов, обладающих следующими свойствами: большей ударной, абразивной и термо-механической стойкостью, и установка их на калибрующей части долота как наиболее нагруженной. Также резервом повышения эффективности бурения долотами PDC являются следующие переменные: материал, профиль долота, форма и числолопастей, размещение, величина и ориентация режущих элементов, а также свойства бурового раствора [3].

Рис. 7. Пример неравномерного износа резцов PDC по радиусу [2]

Анализируя, влияния конструктивных параметров долот РСД на разрушение горных пород, отметим исследования проведенные авторами статьи [4]. В данной статье приведена оценка влияния фаски на режущей кромке алмазно-твердосплавного резца на параметры и показатели работы долота типа PDC как в целом, так и отдельных их резцов, проведенная по результатам стендового исследования.

На рис. 8 приведены графики распределения мощностей между резцами двух долот типа PDC. Из рисунка видно, что характер распределения мощностей, реализуемых резцами долот, одинаковых по конструкции и оснащенных резцами с острыми кромками и с фасками, практически не отличается. Следует отметить, что увеличение проходки за один оборот долота 8Л-188,7 РСА-F на 10% привело к увеличению мощностей на всех резцах на 13% по сравнению с долотом 8Л-188,7 РСА.

122

Анализ работы резцов по величинам удельной мощности показал, что для исследованных долот при равной интенсивности разрушения удельная мощность, реализуемая резцами с фаской, на 20% и более ниже мощности, реализуемой резцами с острой кромкой. Кроме того, фаска снижает среднее контактное давление на рабочей поверхности резца [4].

В статье [5] излагаются методологические и практические вопросы анализа моделей регрессии применительно к результатам отработки буровых долот. В работе проанализированы статистические данные отработки долот, произведен расчет вероятности безотказной работы инструмента.

Данные выборок показывают, что основнымхарактеристикам износа PDC долот на месторождениях являются: износ зубцов –17 %, поломка зубцов 30 %, 31 % – скалывание зубцов, 3 % – выпадение зубцов,19 % – отсутствие износа. То есть, технологические проблемы изготовления долотстали причиной их износа в 53 % случаев [5].

Рис. 8. Распределение мощностей по резцам долот РСД [4]

Применение долот PDC уменьшает риск возникновения аварийных ситуаций, так как в конструкции этих долот отсутствуют движущиеся детали. Этого нельзя сказать о высокооборотистых шарошечных долотах, в которых используются подшипники качения и твердосплавное штырьевое вооружение, соответственно повышается риск аварийной ситуации (оставление шарошки в скважине или частей вооружения долота).

123

Список литературы

1.Сираев Р.У. Анализ эффективности применения долот PDC на нефтегазопоисковых скважинах в пределах непского свода / Р.У. Сираев [и др.] //

Вестник ИрГТУ. – 2013. – № 5. – С. 72–77.

2.Чулкова В.В.Опыт применения долот PDC в условиях перемежающихся по твердости горных пород Урало-Поволжского региона / В. В. Чулкова // Вестник ассоциации буровых подрядчиков: Ежеквартальный научно-технический журнал. - 2012. - № 2. - С. 12-15

3.РабиаХ. Технологиябурениянефтяныхскважин. – М.: Недра, 1989. – 116 с.

4.Трушкин О.Б. Влияние фаски на режущей кромке алмазно – твердосплавного резца на параметры и показатели работы долот типа PDC/ О. Б. Трушкин, И.А. Исмаков // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 5. - С. 40-42.

5.Пригоровская Т.А. Статистический анализ отработки долот типа PDC и прогнозирование их стойкости/ Т.А. Пригоровская // Электронный научный журнал

«Нефтегазовое дело». – 2011. – №3. – С. 41-56.

ФАКТОРЫ РИСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИ НЕФТЯНЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ, ПОДСТИЛАЕМЫХ ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

Леонтьев Д.С.1, Клещенко И.И.1, Кичикова Д.В.2, 1Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень,

2Тюменский государственный университет, г. Тюмень

По мере перехода нефтяных и газовых месторождений России (в том числеи Западной Сибири) в завершающую стадию разработки, наблюдается прогрессирующийрост обводненности продукции добывающих скважин, что, в свою очередь, требует применения различных технологий ограничения водопритоков (ОВП) [1,2,3].

Обводненность скважин повсеместно растет, так среднероссийский показатель уже достиг 86 %, а на отдельных месторождениях Западной Сибири уровень обводненности продукции доходит и до 98 % [2].

С каждым годом отмечается постоянный рост месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в том числе залежей, подстилаемых подошвенной водой. Малорентабельная, а порой и нерентабельная эксплуатация добывающих скважин приносит немалые убытки нефтедобывающим компаниям.

Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой, образование конусов воды является одной из основных причин обводнения скважин [4,5,6].

Подготовка обводненной продукции обходится значительно дороже, при этом растет себестоимость нефти, происходит коррозионный износ внутрискважинного оборудования, увеличивается расход электроэнергии на добычу и сбор продукции.

Огромный вклад в решение проблемы обводненности нефтяных скважин внесли многие отечественные и зарубежные специалисты. Из отечественных ученых можно отметить А.Г. Аветисова, Ю.М. Басарыгина,

124

Н.К. Байбакова, В.А. Блажевича, А.И. Булатова, А.Т. Горбунова, В.И. Грайфера, И.И. Клещенко, А.В. Маляренко, И.И. Маслова, Е.К. Мачинского, Н.Н. Михайлова, И.Т. Мищенко, С.А. Рябоконя, В.М. Строганова, М.Л. Сургучева, А.П. Телкова, Е.Н. Умрихину, П.М. Усачева, В.А. Шумилова, В.Н. Щелкачева, А.К. Ягафарова и многих других.

Из зарубежных ученых вопросами водоизоляции занимались B. Bailey, T.Dolark, G.A. Einarsei, R.J. Engight, M.B. Hardy, F. Kuchuk, W.G. Martin, M. Muskat, N.N. Nimerk, K.T. Presli, C.N. Rankin, E.A. Richardson, D.D. Sparline, H.D. Woodard и другие.

В настоящее время, в условиях рыночной экономики, перед добывающими компаниями становится актуальным эффективная оценка рисков по всем аспектам недропользования (отраслевых, страновых и региональных, финансовых, правовых) с анализом и мониторингом необходимого количества факторов. Это позволит избежать прямых экономических потерь, ухудшения рыночной капитализации, репутационных потерь и др. [7].

На основе обобщения российского и мирового опыта намибыл проведен анализ основных факторов риска при эксплуатации залежей, подстилаемых подошвенными водами. Причем такие факторы необходимо учитывать перед самим заложением, строительством и эксплуатацией добывающей скважины.

В ходе анализа сделан вывод, что в течение прошедших десятилетий при эксплуатации залежей, подстилаемых подошвенными водами, различными специалистами были выявлены общие «эмпирические правила», которые позволяли характеризовать риски и уменьшить непрактичные аргументы по определенным показателям.

Выделены триосновные группы рисков с подчиненными элементами:

–Геологические риски при заложении скважины;

–Технологические риски при эксплуатации скважины;

–Экономические риски при планировании ГТМ.

Геологические риски

Тип залежи.

Анализ особенностей геологического строения нефтяной залежи необходимо проводить до заложения добывающих скважин, т.к. в дальнейшем это позволит сузить спектр возможных причин обводнения скважин. При этом основой такого анализа является изучение возможных путей движения воды в пределах продуктивного пласта к конкретной скважине. Так, формирование конуса подошвенной воды весьма вероятно в залежах массивного типа, где нефть подстилается водой, а также в краевых частях залежей пластово-сводового типа, когда залежь не является полностью водоплавающей. При изучении скважин на месторождениях таких типов необходимо уделять повышенное внимание определению текущего водонефтяного контакта (ВНК).

125

Основными методами контроля за положением ВНК являются методы нейтронного каротажа.

По мере подъема ВНК подошвенная вода может появляться и в скважинах внутреннего контура нефтеносности. При этом важно различать поступление воды в скважину в результате равномерного подъема ВНК, что делает залежь водоплавающей на данном участке, и прорыв воды в скважину по высокопроницаемым пропластам в подошвенной части пла-

ста[4].

Режим работы залежи

Наибольшая вероятность формирования конуса подошвенной воды наблюдается при водонапорном режиме залежи. Необходимо учитывать различие между поступлением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае движение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно «тонких» продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов большой толщины, залегающих с малым углом наклона.

На практике подобные случаи наблюдаются редко, что условно можно выделить три типа притока нефти при водонапорном режиме [5,8]:

-нефть поступает к скважинам, в основном, под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны, то есть скорость продвижения поверхности раздела «вода-нефть» превышает скорость, с которой происходит стягивание контура нефтеносности;

-вытеснение нефти происходит за счет продвижения краевых вод вдоль напластования, подошвенная вода при этом малоактивна, то есть скорость продвижения контура водоносности в несколько раз больше скорости подъема поверхности подошвенной воды;

-приток нефти к скважинам осуществляется за счет продвижения как контурных, так и подошвенных вод.

Вслучае напора подошвенных вод из-за высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины, граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности раздела «вода-нефть» и направлены вверх. Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта линии тока начинают отклоняться. При этом вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела «вода-нефть» заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в том случае, когда подошвенная вода не принимает участия в вытеснении или она «малоактивна». При этом приток нефти к несовершенной скважине на расстоянии, большем

126

одного – двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

При этом внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены.

Врезультате искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела «вода-нефть», а уменьшение вертикальной составляющей, с увеличением расстояния от оси скважины, предопределяет образование конусообразной формы границы раздела[5,8].

Анизотропия пласта-коллектора

При разработке нефтяных залежей с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается, как уже было отмечено, деформацией контактов и прорывов воды к забоям добывающих скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи.

М. Маскет[9] указывает, что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раздела нефть-вода. Высокая проницаемость по вертикали (т.е. малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой.

Поэтому М. Маскет утверждает, что критерием размещения скважин

снапором подошвенной воды должен быть параметр размещения, представляющий собой отношение половины расстояния между

скважинамиR0к произведению толщины продуктивного пласта h0 и анизотропии χ*, то есть ρ0=R0/χ *h0.

Вработе [6] было определено влияние неоднородности по проницаемости (отношения Kz/Kxy) на показатели работы скважины № 1 Ключевского месторождения. Из расчетов был сделан вывод, что характер обводнения скважины определяется соотношением Kz/Kxy, при этом для одной и той же накопленной добычи для больших отношений Kz/Kxy наблюдается большая обводненность. КИН при обводненности 95 % изменяется при заданных условиях от 0,396 при Kz/Kxy = 0,5 до 0,384 при

Kz/Kxy=50.

Безводный КИН варьирует от 0 (при Kz/Kxy=10-50) до 0,224 (при Kz/Kxy=0,02). Таким образом, для отношений Kz/Kxy=10-50 безводный период отсутствует, при этом можно отметить более медленный темп снижения дебита по нефти. Максимальным временем безводной эксплуатации

127

и более высокими темпами отбора отНИЗ характеризуются отношения

Kz/Kxy=0,02-0,1.

Деформация ВНК (подъем конуса) не происходит при Kz/Kxy≤0,03.

Вработе [10] установлено, что при больших значениях анизотропии

пласта наблюдается высокая нефтеотдача. При h =0,3 и анизотропии χ*=5 коэффициент нефтеотдачи составляет 0,02, а при анизотропии χ*=10 – КИН= 0,085, то есть при двукратном увеличении анизотропии пласта нефтеотдача увеличивается в 3,25 раза. Понижение анизотропии пласта (отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной) повышает высоту конуса и тем самым уменьшает нефтеотдачу.

Наличие непроницаемыхпропластков

Общеизвестно, что наличие в разрезе непроницаемых пропластков, даже небольшой толщины, способно резко снизить вероятность образования конуса подошвенной воды.

Входе экспертной оценки, как правило, строится карта контактности запасов (запасы, контактирующие с водой по отношению к общим запасам), для этого необходимо знать минимальную толщину экрана, при котором темп обводнения минимальный (т.е. толщину, при которой глинистый экран не прорывается).

Для определения толщины глинистого экрана, который можно считать непроницаемым для подошвенных вод, строится график зависимости темпа обводненности от глинистого экрана.

Тип коллектора

Установлено, что разработка трещиноватого коллектора несовершенными скважинами при наличии подошвенной воды сопровождается более интенсивным прорывом последней к забою скважины из-за высокой проницаемости по вертикальным трещинам по сравнению с продвижением конуса воды в терригенных породах-коллекторах [8].

Свойства нефти и воды

Как правило, для определения источника обводнения скважин приоритетными являются данные о вязкости нефти и ее соотношение с вязкостью воды. Если это отношение невелико, то даже при высокой микронеоднородности пласта, движение ВНК с большой вероятностью носит более равномерный характер [4].

Для определения источника обводнения скважины используются гидрохимические методы. Они основаны на изучении химического состава попутных вод. При этом определяется плотность, минерализация и характерные компоненты химического состава попутной воды.

Различие в свойствах и составе исследуемой воды и вод пластов, эксплуатируемых скважиной, свидетельствует о наличии притока закачиваемой воды или воды из других пластов.

Вреальных условиях повышенная плотность воды по сравнению с нефтью приводит к затормаживанию деформации границы раздела и «вы-

128

прямлению» конусообразной поверхности вода-нефть. Этот эффект будет проявлять себя лишь при малых отборах нефти и низких эксплуатационных перепадах давления.

В работе [10] исследование влияния вязкости нефти и анизотропии пласта на безводный период показало, что увеличение вязкости нефти приводит к увеличению периода безводной эксплуатации. Например, при анизотропии пласта χ*=5 и динамической вязкости 2,3 мПа с безводный период t0=58 сут, а при вязкости 8 мПа с–t0=203 сут. Это объясняется тем, что вязкость нефти значительно больше вязкости воды. Поэтому более подвижная вода стремится прорываться через нефтенасыщенную породу к добывающим скважинам. Однако, высокая вязкость нефти сдерживает прорыв воды и обеспечивает увеличение безводного периода эксплуатации скважин.

Радиус конура питания скважины и нефтенасыщенная толщина

При решении задач конусообразования важное значение имеет выбор радиуса контура питания, который до сих пор не получил достаточного обоснования.В работе [10] показано, что при применении приближенной методики Маскета-Чарногос возрастанием нефтенасыщенной толщины пласта увеличивается площадь фильтрационного потока и предельный дебит. Например, при условном радиусе контура питания 100м увеличение нефтенасыщенной толщины пласта от 18 до 30 м приводит к трехкратному росту предельного дебита и замедляет поднятие конуса воды, обусловленного напором подошвенных вод. Применение уточненной методики показало, что при дальнейшем увеличении размеров контура питания кривые выполаживаются и сближаются, что приводит к общему снижению величины предельного дебита и влияния нефтенасыщенной толщины на замедление роста конуса воды.

Исследования влияния радиуса контура питания на безводный период эксплуатации несовершенных скважин по упрощенной методике при различных значениях анизотропии пласта и опережающей разработке нефтяной оторочки показали, что увеличение радиуса контура питания не оказывает существенного влияния на безводный период скважины. Напротив, при увеличении анизотропии пласта безводный период скважины существенно увеличивается. Например, при R0=500м и χ*=5 безводный период t0=58 сут, а при χ*=10 - t0=231 сут, то есть большая анизотропия пласта замедляет продвижение вершины конуса к забою скважины. При опережающей разработке газовой залежи при прочих равных условиях составля-

ет t0=579 сут.

Анализ зависимости коэффициента нефтеотдачиотh и R0 показал, что увеличение этих параметров приводит к снижению нефтеотдачи пластов. Например, при h =0,1 , R0=300м коэффициент нефтеотдачи β*=0,13, а при R0=800м - β*=0,02. Это связано с увеличением размеров нефтеносной области и объемов подстилающих залежей подошвенных вод. При этом уве-

129

личивается давление, создаваемое подошвенной водой и способствует быстрому продвижению конуса и сокращению периода безводной эксплуатации скважин. Установлено, что оптимальным относительным вскрытием пласта является h <0,7. При газовом режиме коэффициент нефтеотдачи выше, чем при водонапорном режиме. Например, при h =0,6 и R0=500м коэффициент нефтеотдачи β*=0,02 при водонапорном режиме и 0,15 – при газовом режиме[10].

Технологические риски

Профиль добывающей скважины

Конусообразование имеет место в вертикальных скважинах, где ВНК находится рядом с нижними перфорационными отверстиями в пластах с относительной высокой вертикальной проницаемостью. Максимальный дебит, при котором не происходит образование конуса называется критическим дебитом конусообразования и обычно слишком мал с экономической точки зрения.В горизонтальных скважинах данное явление называют языкообразованием. В таких скважинах, в случае движения ВНК вверх, путем применения изоляции в прискважинной зоне, распространяющейся на значительные расстояния вверх и вниз по стволу, можно, по крайней мере, замедлить языкообразование.В случае горизонтального ствола формирующийся конус воды практически полностью охватывает перфорированную часть скважины[3].

Интервал перфорации (интервал вскрытия)

Известно, что при перфорации нефтенасыщенной части продуктивного пласта и эксплуатации скважины образуется «прямой» конус (т.е. конус воды). Иногда в качестве средств борьбы с конусообразованием часто рассматривают «обратный» конус (т.е. конус нефти). В этом случае перфорацию рекомендуется производить в водонасыщенной части пласта.

При «обратном» конусе скважина вступает в работу с обводненностью 100 %, а после образования конуса нефти обводненность снижается и достигает того же критического значения, что и при прямом конусе.

При перфорации накопленной добычи нефти вариант с перфорацией всей нефтенасыщенной толщины (для соотношения hн=hв) намного эффективнее, чем вариант с перфорацией только ее водонасыщенной части.

Наибольшая добыча нефти достигается при перфорации всей толщины пласта, как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной, при этом образования конуса пластовой воды не наблюдается.

При этом депрессия давления на забое скважины одинакова по всему интервалу перфорации. Доля воды в общем потоке жидкости в обоих случаях одна и та же, что и при частичном вскрытии пласта нефтенасыщенной или только водонасыщенной его толщины (интервала).

В работе [6] было определено влияниестепени вскрытия нефтенасыщенной толщины при постоянномKz/Kxy=1.Из расчетов был сделан вывод, что наибольший предельный дебит будет тогда, когда интервал

130