Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб

Таблица 1 – Изменение по годам номенклатуры ремонтов скважин с ГТ в ОАО «Сургутнефтегаз» 

      По  сравнению с традиционными технологиями КРС применение ГТ при РИР позволяет сформулировать следующие преимущества:

    - значительно сократить время  и стоимость проводимых работ;

    - исключить глушение скважины;

- проводить работы через спущенные в скважину НКТ;

    - обеспечить непрерывный контроль в скважине, что позволяет проводить РИР под давлением в скважине, существенно снизив вероятность нефтегазоводопроявлений и открытого фонтанирования;

    - обеспечить непрерывную циркуляцию промывочной жидкости во время спуска и подъема ГТ при проведении технологических операций;

    - проводить непрерывную подачу различных технологических жидкостей в необходимый интервал ремонтируемого ствола скважины (горизонтального участка);

    - обеспечить безопасность и экологичность ремонтных работ.

    Проведенный в первом разделе анализ позволил оценить состояние использования технологий ГТ в стране и за рубежом, уточнить область их применения, выделить наиболее приоритетные для условий ОАО «Сургутнефтегаз» проблемные направления применения технологий гибких труб:

    - геофизические и гидродинамические исследования в ГС и БС с ГО.

    - ремонтно-изоляционные работы в ГС и БС с ГО.

    Во втором разделе изучены основные причины, приводящие к возникновению заколонных перетоков, обоснована необходимость и предложены технологии изоляции заданных интервалов горизонтального ствола скважины с применением ГТ. Выполнен патентный поиск и проведен анализ литературных источников по проблемам применения высоковязких технологических жидкостей на водной и углеводородной основе, а также различных тампонажных составов.

    Известно, что для проведения эффективных работ по изоляции заколонных водоперетоков необходимо четко представлять характер происходящих процессов и выявить причины их возникновения. Такой подход позволил установить первопричины водоперетоков, которые чаще всего возникают при первичном цементировании БС с ГО. В первом приближении их можно разделить на группы следующим образом:

    1 Геологические: литологическая неоднородность залежи; низкое сопротивление пластов гидроразрыву; наличие в интервале цементирования высокопроницаемых водоносных горизонтов; значительные градиенты давлений между вскрытыми пластами.

    2 Технические: образование канала между цементным камнем и обсадными трубами за счёт их деформации при снятии избыточного внутреннего давления; негерметичность эксплутационной колонны и заколонных пакеров.

    3 Технологические: качество тампонажного раствора; эксцентричное положение обсадной колонны; неполное вытеснение бурового раствора тампонажным и их смешение; недостаточная очистка ствола от бурового шлама.

    4 Физико-химические: несовместимость бурового и тампонажного растворов; наличие в тампонажном растворе избыточной воды; прорыв и перетоки пластовых флюидов по проницаемым зонам в процессе ОЗЦ; седиментационные процессы в тампонажном растворе.

    5 Механические: трещинообразование в цементном камне под действием перепадов давления.

    Данные причины оказывают существенное влияние на работу эксплуатируемых скважин и обуславливают возникновение водоперетоков прежде всего в ГС и БС с ГО. Конструкция таких скважин включает хвостовик, который подвешивается на гидравлической подвеске и изолируется заколонным надувным пакером. Схема типовой конструкции скважины, применяемой в ОАО «Сур гутнефтегаз», приведена на рисунке 1.

 

    Рисунок 1 – Схема конструкции реконструируемой скважины с БС и ГО, применяемая на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

    Технологии РИР в горизонтальных участках скважины значительно отличаются от ремонтных работ в вертикальных или наклонных скважинах. При этом существенное влияние оказывает конструкция призабойной зоны пласта (ПЗП). Наиболее характерными конструкциями ПЗП для рассматриваемых условий являются:

    - незацементированный фильтр;

    - незацементированный фильтр с проволочной намоткой (ФГС);

    - незацементированный фильтр с разобщающими пакерами (КРР);

    - зацементированный и перфорированный «хвостовик».

    Проведение  изоляционных работ требует (интервал перетока не сообщается с перфорированным участком эксплуатационной колонны) установки отсекающего моста или взрывного пакера с последующей перфорацией. В других случаях (переток через перфорированный участок) проведение изоляционных работ необходимо осуществлять через верхнюю часть зоны перфорации. Эти работы, как правило, существенно увеличивают продолжительность ремонта или оказывают негативное воздействие на интервал продуктивного пласта, а на скважинах с ГО установка песчаных или цементных мостов проблематична.

    Для исключения влияния негативных факторов предлагается изоляцию заколонных перетоков осуществлять через перфорированную часть эксплутационной колонны на скважинах с ГО, при этом продуктивный пласт следует «отключать» блокирующей жидкостью, что позволяет исключить негативное воздействие изоляционных материалов.

    Обзор рассмотренных технологий изоляции и опыт РИР по ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах и БС доказывает перспективность использования вязких (с регулируемой вязкостью и фильтрацией) жидкостей для блокирования продуктивного пласта.

    Поэтому применение жидкостей гидроразрыва, имеющих высокую (регулируемую) вязкость и приемлемые показатели по восстановлению проницаемости продуктивного пласта, наиболее полно отвечает технологическим требованиям обеспечения качественного блокирования продуктивного пласта.

    Правильный  выбор технологии изоляции и типа тампонажных изолирующих материалов должен обеспечивать заполнение каналов в скважине и проницаемой среды призабойной зоны, а также оптимальное структурообразование состава в технологически приемлемые сроки. С учетом этого к изоляционным материалам были сформулированы следующие дополнительные требования: совместимость с блокирующей жидкостью, селективное воздействие материала, возможность регулирования времени гелеобразования или затвердевания, возможность прокачивания его по трубам малого диаметра, невысокая стоимость изоляционных материалов.

      Проблемам изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах в России посвящены многочисленные разработки отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов, ведущих высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также научных центров. Среди которых можно выделить: СибНИИНП, ТО СургутНИПИнефть, ВНИИГАЗ, ТюмНИИгипрогаз, СевКавНИПИгаз, ЗапСибБурНИПИ, ТатНИПИнефть, БашНИПИнефть, ТюмГНГУ, УГНТУ, РГУ, ТННЦ ТНК и др.

     Для различных геологических и технологических  условий должны применяться соответствующие тампонажные материалы, обеспечивающие эффективное блокирование и надежную изоляцию интервалов (зон) водоперетоков. С этих позиций целесообразно использовать поликомпонентные составы с регулируемыми реологическими и фильтрационными свойствами, оттеснять фронт воды вязкоупругими составами, блокировать его полимерными системами, а затем «фиксировать» тампонажными растворами.

    В третьем разделе приведены методика и результаты экспериментальных лабораторных исследований блокирующих жидкостей с целью проверки их на соответствие специфическим технологическим требованиям ремонтных работ в ГС и БС с ГО, полученные с учетом отсутствия в настоящее время эффективных технологий по замещению пластовых жидкостей за незацементированным фильтром в процессе РИР. Для таких условий с участием автора (совместно с ТО СургутНИПИнефть) разработан способ проведения РИР в ГС с помощью ГТ, который реализуется в два этапа: первый – установка блокирующего экрана по всей длине вскрытого продуктивного горизонта, второй - закачивание изолирующего состава.

    Для исследований были выбраны следующие блокирующие жидкости, свойства которых удовлетворяют требованиям РИР в ГС и БС с ГО: блокирующая жидкость фирмы “Clear Water”, блокирующая жидкость «Block 10» фирмы “Clear Water”, гелеобразующий состав «Метка» и гелеобразующий состав «Галка» (ИНХ СО РАН).

    Результаты  исследований фильтрации блокирующей  жидкости фирмы «Clear Water» через образцы кернов различной проницаемости графически представлены на рисунке 2:

        (образец № 10415-89, к=0,188 мкм²)        (образец № 1386-96, к=0,321 мкм²)

         (образец № 5720-97, к=0,023 мкм²)

Рисунок 2 – График изменения во времени объема фильтрата блокирующей жидкости фирмы «Clear Water» через образцы кернов различной проницаемости

    Анализ  зависимостей на рисунке 2 показывает, что со временем скорость фильтрации блокирующей жидкости через образцы различной проницаемости (0,023; 0,188; 0,321 мкм²) стабилизируется, а через 70-100 мин фильтрация прекращается.

     Результаты восстановления проницаемости  образцов керна при исследовании воздействия блокирующих жидкостей фирмы «Clear Water» представлены на рисунке 3.

    

    

Рисунок 3 – Результаты восстановления первичной проницаемости образцов кернов после фильтрации через них блокирующих жидкостей фирмы «Clear Water» и «Block 10» 

     Результаты  лабораторных исследований показывают, что применение блокирующей жидкости данного состава не оказывает существенного негативного воздействия на проницаемость коллекторов, которая восстанавливается от 66,1 до 113% .

    Для определения режимов закачивания изолирующего раствора, обеспечивающих успешность процесса изоляции в целом, произведен гидравлический расчет подачи блокирующей жидкости в горизонтальный фильтр и зафильтровое пространство.

    В результате расчета по известным  формулам (Е. Г. Леонов, В. И. Исаев) получена следующая зависимость для оценки перепада давления в системе «фильтр – зафильтровое пространство»: 

,

(1)

где Р1 – давление в фильтре в интервале изоляции, Па; Р2 – давление за фильтром в «зоне фильтрации», Па; rв – плотность воды, кг/м3; Q2 – расход блокирующей жидкости внутри фильтра, м3/с; опытный коэффициент расхода, зависящий от формы отверстия (для отверстия в тонкой стенке ); площадь одного отверстия, м2; nф – количество отверстий в «зоне фильтрации», шт; динамическое напряжение сдвига блокирующей жидкости, Па; L3 – длина интервала движения блокирующей жидкости, м; L4 – длина интервала фильтрации, м; внутренняя площадь сечения фильтра, м2; площадь сечения НКТ, м2; внутренний диаметр фильтра, м; наружный диаметр НКТ, м; пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па×с.

    Задаваясь различными значениями давления в зоне «фильтрации», можно определить оптимальную подачу жидкости через фильтр (Q₂) в зафильтровое пространство (Q₃). Сумма полученных значений формирует итоговую подачу (Q₁) жидкости насосным агрегатом, которая определяется по формуле:

    Q₁ = Q₂ + Q₃                                                             (2)

    Расчет  производился с использованием пакета математических программ «MAPLE 6». Результаты расчета процесса формирования блокад-экрана на начальном этапе приведены на рисунке 4. 

Кривая 1 - характеризует формование зоны стабилизации по направлению от башмака ГТ к забою скважины

Кривая 2 - характеризует формирование зоны стабилизации по направлению от башмака ГТ к устью скважины

Рисунок 4 – Зависимость длины зоны стабилизации блокад-экрана от времени её формирования 

    Время процесса формирования зоны стабилизации блокад-экрана, то есть достижения момента стабилизации скоростей заполнения блокирующей зоны (интервала), составляет 18 с (при движении блокирующей жидкости по направлению к устью скважины) и 35 с (при движении блокирующей жидкости по направлению к забою скважины). В течение указанного промежутка времени скорость подачи блокирующей жидкости через ГТ должна быть максимально необходимой, что позволит «раздвинуть» скважинную жидкость и создать однородный (без разрывов сплошности) блокад-экран.

    Для проверки результатов расчетов режимов закачивания блокирующей жидкости были проведены стендовые испытания, которые подтвердили теоретические расчеты.

    В четвертом разделе приведены результаты оценки промышленных испытаний разработанных технологий РИР с ГТ на скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», которые показали, что жидкость, рекомендуемая для формирования блокад-экрана в зоне горизонтального участка ствола скважины должна отвечать следующим требованиям: быть совмещаемой с пластовыми флюидами и технологическими жидкостями; иметь низкую фильтрацию, обеспечивая тем самым сохранность коллекторских свойств блокированной части продуктивного пласта; не затруднять освоение отремонтированной скважины; сохранять технологические свойства в течение времени, необходимого для проведения изоляционных работ; иметь регулируемые реологические параметры (вязкость и динамическое напряжение сдвига), обеспечивающие прокачивание через гибкие трубы диаметром 38 и 44 мм.