ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Рис. 2 Динамика коэффициентов продуктивности скв. 407 (а) и 457 (б) при снижении забойных давлений

По скв.457 (рис. 2-б) видно, что при эксплуатации Рзаб Рнас происходит сильное снижение в первую очередь, это связано с деформаци-

онными процессами (смыкание трещин).

Результаты потокометрических исследований подтверждают данные, что открытая трещиноватость присутствует в центральной зоне залежи, а остальная часть коллектора имеет трещины, вероятнее всего, заполненные вторичными материалами и, в большинстве случаев, работает как поровый коллектор (рис. 3).

На рис. 3-а показано изменение пропластков, участвующих в притоке жидкости в скважину по мере снижения забойного давления. В период с 2006 по 2009 г.г. забойное давление (Рзаб) снизилось с 5,56 до 3,29 МПа, что привело к уменьшению коэффициент продуктивности (Кпрод) с 14,2 до 0,21 м3/(сут*МПа). Очевидно, что наибольшее влияние на снижение

и уменьшение числа пропластков, участвующих в притоке, оказали деформационные процессы, связанные со смыканием естественных трещин, особенно в призабойной зоне.

141

Рис. 3. Результаты потокометрических исследований по скважинам 407 (а) и 457 (б)

Рассматривая дебитометрию скв.457, показанную на рис. 3-б, находящуюся в зоне рифового склона, видно, что приток жидкости в скважину происходит из пропластков, имеющих пористость более 10%. Но стоит отметить, что со снижением забойного давления с 10,9 МПа (2002) до 7,2 МПа (2011) количество пропластков, участвующих в притоке, уменьши-

лось, так же произошло снижениеКпрод с 184,6 до 32,2 м3/(сут*МПа), это факт указывает на то, что в пласте присутствуют естественные трещины.

Таким образом, результаты исследований трещиноватости по ориентированному керну, скважинной геофизики и гидродинамическим исследованиям скважин, являются важными этапами для создания достоверной картины деформированного состояния пород.

Информация о доминирующих направлениях открытой трещиноватости, если она имеет отчетливое одностороннее направление, может быть

142

использована для задания оптимальных азимутальных направлений бурения горизонтальных и наклонных стволов скважин, а так же для осуществления эффективного заводнения. Скважина, пробуренная в таком направлении в породе с низкой проницаемостью и пористостью, будет пересекать большое количество трещин, и поэтому у нее будет более высокая производительность, нежели у скважины, пробуренной параллельно трещинам. В случае заводнения совпадение направления трещиноватости с фронтом движения воды приводит к быстрому заводнению трещин водой и преждевременному обводнению скважин, напротив, несовпадение направление трещин с фронтом движения воды увеличивает эффективность процесса вытеснения.

Список литературы

1.Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. –М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. 335 с.

2.Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. - №3.

–с. 62-65

3.Мартюшев Д.А., Мордвинов В.А. Изменение дебита скважин

нефтегазоконденсатного месторождения при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №1. - С. 67-69.

4.Черепанов С.С, Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н., Хижняк Г.П. Оценка анизотропии проницаемости карбонатных коллекторов по кривым восстановления давления // Нефтяное хозяйство. -2013. №4. – с.60-61.

5.Мартюшев Д.А., Вяткин К.А. Определение параметров естественных трещин карбонатного коллектора методом трассирующих индикаторов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №7. - С. 86-88.

6.Мордвинов В.А., Мартюшев Д.А., Черных И.А., Пузиков В.И. Оценка параметров пласта и продуктивности скважин при его разработке на естественном режиме // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №6. - С. 31-33.

7.Мартюшев Д.А. Оценка трещиноватости карбонатных коллекторов вероятно-статистическими методами // Нефтяное хозяйство. -2014. -№4. – с.51-53.

АНАЛИЗ СИСТЕМ ЗАКАНЧИВАНИЯ

МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Паньков В.Н. 1, Коровин С.А. 1, Ошибков А.В. 2, Фролов С.А. 2, Водорезов Д.Д. 2, Двойников М.В. 2,

1ООО «Производственная фирма Сокол», г. Пермь; 2Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти и газа является бурение многозабойных скважин. Данный метод имеет значительное преимущество по сравнению с повсеместно распространенным гидравлическим разрывом пласта, так как позволяет осуществлять пространственно контролируемое увеличение

143

площади контакта скважины с продуктивным пластом. В то же время, контроль распространения трещин ГРП, это технологически сложная задача, которую не всегда удается решить даже с применением новейших средств и разработок [1].

Главным недостатком технологии бурения многозабойных скважин является существенное увеличение стоимости строительства скважин. Поэтому, актуальной на сегодняшний день задачей является выбор оптимальной системы заканчивания многозабойных скважин, позволяющей добиться наиболее эффективных показателей добычи при наименьших затратах на строительство.

Конструкции многозабойных скважин классифицируются согласно международному стандарту TAML (Technology Advancement –Multilateral) [2] как показано на рис. 1.

Рис. 1. Конструкции многозабойных скважин по TAML

Всего по данной классификации выделено 6 уровней, наиболее примитивные в технологическом плане первый и второй уровни характеризуются отсутствием гидравлической и механической изоляции стыка, данные уровни позволяют осуществлять лишь совместную эксплуатацию. Третий

ичетвертый уровни обеспечивают механическую изоляцию стыка, обе колонны обсажены, однако в третьем уровне отсутствует цементирование хвостовика бокового ствола, эксплуатация может быть как совместной, так

ираздельной. Пятый и шестой уровни обеспечивают как механическую, так и гидравлическую герметизацию стыка бокового и основного стволов, но при этом являются наиболее затратными и технологически сложными способами заканчивания многозабойных скважин. Данные уровни позволяют организовать работу скважины любым способом, включая одновре- менно-раздельную эксплуатацию.

144

На сегодняшний день все крупные нефтесервисные компании предлагают решения по строительству МЗС 4-го уровня по TAML, однако проведенный анализ показал, что применяемые ими технологии не позволяют целиком решить весь комплекс сопутствующих технических задач. Технология LatchRite с предварительной вырезкой окна компании Halliburton не позволяет осуществлять строительство боковых стволов на уже построенных скважинах. Технология компании Schlumberger RapidConnect не позволяет осуществлять цементирование стыка, что является существенным недостатком. Технология компании Baker Hughes Hook Hanger является одним и наиболее оптимальных решений при строительстве бокового ствола, однако при ее применении происходит сужение диаметра материнской колонны в области около стыка, поэтому выполнение сервисных операций затруднено и в некоторых случаях невозможно.

Необходимо отметить, что например, на месторождениях Западной Сибири варианты заканчивания многоствольных скважин ниже 4 уровня по международной классификации TAML не удовлетворяет требованиям разработки месторождений по геологическим условиям. Прежде всего, это связано с наличием в разрезах неустойчивых (слабосцементированных) пород, что обуславливает обязательное крепление бокового ствола. Выполнение по классификации TAML 6 в наших условиях не эффективно по экономическим причинам, так как строительство одной МЗС превышает стоимость бурения двух отдельных наклонно-направленных скважин.

В результате исследования научных подходов, существующих тех- нико-технологических приемов сооружения МЗС для условий среднего Приобья и севера Тюменской области можно выделить следующие направления разработки технологии и технических средств, направленных на повышение эффективности их строительства:

-конструкция стыка бокового и основного стволов должна предусматривать сочленение не ниже TAML 4 с обязательным цементированием бокового ствола и возможностью установки пакерного оборудования до

TAML 5;

-стык должен предусматривать возможность ориентирования для доступа сервисного оборудования, в частности колтюбинга, в основной и боковой ствол с возможностью раздельного учета дебитов по стволам.

Данное исследование выполнено в Тюменском государственном нефтегазовом университете в рамках целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014 - 2020 годы» по теме: «Разработка технологии формирования сочленения (стыка) основного и бокового стволов в многоствольных скважинах, обеспечивающего доступ

воба ствола в процессе эксплуатации скважины».

145

Список литературы

1.Kevin Fisher, Norm Warpinski Hydraulic Fracture-Height Growth: Real Data/ SPE 145949 // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 30 October–2 November 2011.

2.MacKenzie A., Hogg C. Multilateral classification system with example applications. Woid Oil, 1999, Vol. 220, № 1, p.p. 55-61.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ

НА ДОЛОТО ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Двойников М.В.1, Сабиров Р.В.2, Каримов А.Н.3, 1Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень; 2Halliburton, г. Нижневартовск; 3 ООО «РН-Бурение», г. Нефтеюганск

Развитие энергетического комплекса предусматривает решение первоочередной задачи, направленной на повышение эффективности бурения и разработки новых месторождений, в том числе нефтегазовых залежей арктического шельфа страны. Наиболее важным критерием эффективности разработки месторождений является коэффициент извлечения нефти и газа, увеличение которого возможно обеспечением производственного комплекса ТЭК отечественными современными технико-технологическими решениями.

Систематизация геолого-технологических и технических особенностей бурения скважин обуславливает применение инновационных подходов в создании оптимизированных энергосберегающих профилей скважин и разработки технико-технологических приемов их проводки, методов оценки нагруженности внутрискважинного оборудования, а также способов регулирования параметров бурения.

Решение поставленных задач осуществляется проведением комплекса экспериментальных исследований на основе численных методов расчетов с учетом выполнения натурных лабораторных испытаний бурового оборудования и технологии его эксплуатации в условиях буровой.

Обращая внимание на отмеченные выше возможности повышения добычи углеводородного сырья путем разработки, например шельфовых месторождений, скважинами с горизонтальным окончанием, следует отметить наиболее значимую причину, обуславливающую наличие сложно построенных профилей - труднодоступность нефтегазовых объектов, находящихся например, под населенными пунктами, водоемами и природоохранными территориями.

В процессе бурения, контроль траектории и параметров бурения в основном осуществляют по информации, передаваемой с телеметрической системы, точнее датчиков, устанавливаемых в нижней части компоновки бурильной колонны (КНБК) над приводом долота - винтовым забойным двигателем (ВЗД), а также с помощью наземной аппаратуры непосредственно на буровой.

146

Работа телеметрической системы основана на принципе двухсторонней беспроводной (проводной) передачи информации – преобразование каротажных данных в сигнал, подходящий для передачи с забоя скважины на поверхность земли. Их использование позволяет проводить геофизические исследования и корректировать параметры навигации бурового оборудования (долота) в процессе формирования траектории при углубления скважины. С помощью телесистем обычно производится измерение зенитного и азимутального углов, положения отклонителя, каротаж сопротивления КС, каротаж самопроизвольной поляризации ПС, виброкаротаж, температуры на забое и др. При этом данные получаемые с телесистемы совместно с наземной аппаратурой дают возможность обеспечивать практически полный контроль за состоянием КНБК. Исключением в плане оперативного управления и контроля остаются неизвестные параметры, такие как моментносиловые характеристики действующие на КНБК, а именно напряжения изгиба, кручения и их переменные амплитуды циклов. Данные напряжения влияют, прежде всего, на долговечность работы, например винтового забойного двигателя (ВЗД) и компоновки в целом.

В качестве технологического приема повышения эффективности бурения с ВЗД используют одновременное периодическое или постоянное вращение бурильной колонны ротором, либо верхним приводом. Производственники данный способ называют комбинированным. При сложившейся на сегодня технологии бурения отмечаются проблемы, связанные с нестабильностью работы ВЗД, их остановками, низким сроком службы рабочих органов (РО), а также авариями (отворотами, разрушениями элементов ВЗД) компоновки бурильной колонны (БК). Известно, что при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин часть осевой нагрузки до долота не доводится. Изменение осевой нагрузки и соответствующее ей изменение механической скорости бурения объясняется силами сопротивления (трения), возникающими между стенками скважины и БК. Трение бурильного инструмента обусловлено физико-механическими свойствами разбуриваемых горных пород и углом закручивания бурильной колонны вследствие восприятия реактивного момента двигателя, влияющего на ее пространственное положение в скважине. При работе объемного двигателя в тормозном режиме БК испытывает максимальные напряжения в нижней части компоновки. При достижении критических значений реактивного момента возможен отворот резьбовых соединений компоновки (шпинделя, корпуса двигателя и т.д.) или излом гибкого вала (торсиона) ВЗД. Основной причиной этих аварий является недостаточный оперативный контроль за параметрами бурения, а именно, нагрузкой на долоте.

На сегодняшний день научно - техническими и проектными институтами разработано более 50 технических решений, направленных на решение вопросов автоматического управления осевой нагрузкой на долото.

Большой вклад в решение задач автоматического управления и кон-

147

троля параметров бурения внесли исследования Т.Н. Бикчурина, Д.Ф. Балденко, Г.Д. Бревдо, Ю.В. Кодзаева, Э.Е. Лукъянова, Н.Ф. Лебедева, М.Р. Мавлютова, А.Н. Попова, А.И. Спивака, Н.М. Филимонова, В.С. Федорова, и д.р.

Ими предложены решения по обеспечению автоматизированного контроля за режимами углубления забоя, а также более 20 технических решений, направленных на создание и контроль осевой нагрузки на долото, используемых на современных буровых установках и станциях ГТИ.

Предложенные авторами эмпирические зависимости, а также практические способы оперативного контроля за режимами углубления забоя относятся к определению осевой нагрузки на долото. При этом авторы в расчетных формулах предлагают использование большого количества коэффициентов, учитывающих влияние как технико-технологических, так и геологических факторов, которые, в свою очередь, имеют достаточно широкий диапазон изменения при углублении сложнопостроенных траекторий скважин с горизонтальным окончанием.

Большинство способов контроля осевой нагрузки на долото при бурении горизонтальных скважин включают определение нагрузки на долото по величине необходимого момента двигателя исходя из определения (регистрации) разницы перепадов давления в двигателе при его работе в рабочем режиме и режиме холостого хода [1, 2, 3]. Однако определение фактической нагрузки на долото по перепаду давления является не точным, так как давление может меняться по нескольким причинам, например, зашламливание кольцевого пространства; износ РО ВЗД, сальникообразование на долоте и д.р. Рассмотрим еще один вариант определения и оперативного управления фактической нагрузкой на долото по моментносиловым показателям работы БК в процессе бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин [4]. Автор в методике использует допущения, которые приводят к снижению точности определения нагрузки и увеличивают погрешность по сравнению с фактическими данными, получаемыми с датчиков телеметрической системы. Методика сводится к расчету на основе формулы:

где Gос.ГТИ - осевая нагрузка на долото по станции ГТИ, Н; Мр.х - момент

на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу, Нм; Мр.р. - момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД, Нм; Dскв. - диаметр скважины, м;

п- скорость перемещения БК вдоль стенки скважины; скв- угловая ско-

рость вращения БК относительно оси скважины.

Данное допущение относится к определению скорости перемещения БК вдоль стенки скважины п как механической скорости бурения. Однако

148

на каком расстоянии ds\dt в единицу времени происходит приращение длины инструмента относительно верхнего конца БК (устья) не известно.

С этой целью был проведена доработка методики и выведена новая формула расчета фактической нагрузки на долото с учетом действующих напряжений на БК и механических свойств инструмента, в частности его жесткости на единицу 1 метра.

В результате формула записывается в виде:

(2)

(3)

(4)

(5)

где а - перемещение БК вдоль стенки скважины с учетом её жесткости ЕI (Е-модуль Юнга, 2*1011 Па, Iбк – осевой момент сечения при изгибе, м4), м; t- шаг инструмента при пространственной (азимутальной) траектории (длина волны изогнутой оси колонны), м; sin(φ) – угол наклона скважины (максимальный зенитный угол в конце интервала), град; dн.бк, dв.бк – диаметры БК наружный и внутренний, м; - деформация стержня (БК) при продольном изгибе, м.

В результате проведенного анализа совершенствована методика определения и контроля фактической осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны, которая позволяет обеспечить устойчивость работы винтового забойного двигателя, что способствует безаварийному бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Список литературы

1.Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. М., ВНИИБТ,

1966 - С. 69

2.А.С. №1128646 А1, Е 21 В 4/02, опубл. 30.09.1990 /Способ контроля режи-

ма работы винтового двигателя в забойных условиях/Д.Ф. Балденко, Т.Н. Бикчурин, Ю.В. Вадецкий и др.

3.Патент № 2313667 Е21В44/06, опубл. 27.12.2007 Бюл. № 36/Способ созда-

ния и контроля необходимой нагрузки на долото при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин винтовым забойным двигателем с большими смещениями забоев от устья скважины/Бикчурин Т.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я. и др.

4.Двойников М.В. Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями//Дисс. доктора техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2011.

149

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОХВАТА НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

Ганеев Э.Р., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Вреальных условиях в большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентами проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями, или же монолитные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтенасыщенных пластов. В результате в процессе заводнения послойно неоднородные пласты, имеющие различные физические характеристики, охватываются процессом воздействия неодинаково. Пласты или отдельные пропластки монолитного пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. По мере продвижения фронта вытеснения нефти фильтрационное сопротивление высокопроницаемого пласта уменьшается и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода, в основном, фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть по низкопроницаемым пропласткам. Эффективность процесса разработки нефтяной залежи снижается, технико-экономические показатели добычи нефти ухудшаются. К моменту прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пластах остается еще значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без применения специальных способов воздействия.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, опираются на искусственное заводнение и осуществляются путем применения различных систем воздействия: законтурного, внутриконтурного, площадного, очагового, избирательного и др.

Поддержание пластового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении закачки используется для интенсификации разработки многопластового объекта в начальных стадиях и как вторичный метод воздействия после извлечения значительных запасов нефти.

Вусловиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать параметры неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанной системы состоит в том, что в качестве нагнетательных скважин выбираются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Они должны распола-

150