Совершенствование технологий заканчивания и ремонта скважин созданием водонабухающего пакера

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований, сформулирована научная новизна, защищаемые положения, практическая ценность работы.
В первой главе выполнен анализ современных способов заканчивания СГО, проанализированы их преимущества и недостатки. Создана электронная база скважин, построенных с горизонтальным окончанием, за период с 2010 по 2017 гг.
в ПАО «Татнефть» с классификацией по конструкциям забоя скважины, типу коллектора, продуктивного горизонта.
Для карбонатных отложений башкирского, серпуховского, турнейского возрастов, сложенных прочными устойчивыми породами, имеющими порово- трещиноватый низкопроницаемый однородный коллектор, горизонтальный участок ствола скважины, как правило, оставляют открытым. Доля таких скважин составляет 72 %. Конструкция забоя открытого типа обеспечивает высокий коэффициент гидродинамического совершенства, однако этот тип имеет ряд существенных недостатков, основным из которых является отсутствие разобщения неоднородных интервалов пластов.
Для терригенных отложений бобриковского и пашийского возрастов, сложенных неоднородными и неустойчивыми породами, имеющими поровый, высокопроницаемый коллектор, скважина обсаживается хвостовиком с последующим его цементированием в 62 % скважинах и без цементирования в 35 % скважин. Анализ качества цементирования хвостовиков в СГО показал, что лишь 60 % скважин имеет хорошее качество цементирования обсадного хвостовика.
Вне зависимости от способа заканчивания горизонтального ствола характер притока флюида по длине ствола неоднороден и в первую очередь зависит от фильтрационно-емкостных свойств отдельных участков, и существует риск преждевременного обводнения через наиболее проницаемый участок. Так, анализ динамики эксплуатации показывает, что в зависимости от объекта до 26 % скважин обводняются в первые 12 месяцев, что снижает эффективность эксплуатации СГО.
С экономической и технологической точек зрения наиболее предпочтительным вариантом заканчивания СГО является применение обсадного хвостовика с набухающими пакерами.
Во второй главе представлены методики и результаты исследований водонабухающих резино-полимерных составов при создании отечественного водонабухающего эластомера.
При разработке состава исследованы водопоглощающие полимеры ДР9- 8177, В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, В-50Э, Праестол марок 853ВС, 2500,2510, полицелл, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Для разработки эластомера выбрано два наиболее стабильных полимера акрилового ряда марки В-415 и В-50Э (Рисунок 1).
500
300
100
034567
Время, сут
В-415 В-50Э
.
Рисунок 1 – Динамика объемного набухания образцов полимера акрилового ряда при всестороннем контакте с дистиллированной водой
В процессе разработки состава водонабухающей смеси были использованы каучуки марок БНКС-28АМН, СКМС-30АРКМ-15, СКИ-3, СКЭПТ-60ДЦПД. При использовании каждой марки каучука подбирались вулканизующая группа и наполнители, а количество акрилового сополимера не менялось. Исследования образцов при всестороннем доступе воды (Рисунок 2) показали, что образцы на основе бутадиен-нитрильного каучука марки БНКС-28АМН имеют наибольшую степень набухания при одинаковом содержании водопоглощающего полимера.
Поскольку в скважинных условиях набухание происходит только в радиальном направлении, а доступ жидкости лишь к наружной поверхности пакера, разработана методика исследования динамики одномерного набухания образца водонабухающего состава на приборе – тестере определения набухаемости глинистых сланцев компании OFITE.
Изменение объема, %
1200 1000 800 600 400 200 0
БНКС-28АМН
СКМС-30АРКМ-15
СКИ-3 СКЭПТ-60ДЦПД
0123678
Время, сут
Рисунок 2 – Динамика изменения объема образцов при всестороннем контакте с дистиллированной водой
С помощью тестера можно выполнять исследования взаимодействия между водными флюидами, находящимися в движении, и образца водонабухающего состава при заданных условиях (температура, минерализация) с высокой точностью и автоматической записью графиков.
Для первоначального этапа исследования эластомера были предложены модели пластовых вод, имитирующие общую минерализацию воды для основных продуктивных горизонтов месторождений ПАО «Татнефть» (Рисунок 3).
160
120
80 60 40 20
0 12
24 36 48 60
Модель No 1 – 1,16 г/см3 Модель No 2 – 1,10 г/см3 Модель No 3 – 1,06 г/см3 Модель No 4 – 1,03 г/см3
72 84 96 Время, час
108 120 132 144 156 168 180 192
Рисунок 3 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающего состава в различных моделях пластовых вод
Одномерное набухание, %
Изменение объема, %

25 20 15 10
2% NaCl
2% MgCl 2 Дистиллированная вода
2% KCl 2% CaCl 2
Для детализации влияния различных хлоридов проведены лабораторные исследования одномерного набухания эластомера, результаты изображены на Рисунке 4. Согласно графику, определяется зависимость между однозарядными (Na+, K+) и двухзарядными катионами (Сa2+, Mg2+). В воде, в присутствии вышеперечисленных электролитов, набухание эластомера уменьшается. Причем наименьшее влияние на набухание оказывают одновалентные катионы.
Одномерное набухание, %
0 24 48 72 96 120 144 168 192
время,ч
Рисунок 4 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающего состава в различных хлоридах по сравнению с дистиллированной водой
Для определения влияния температуры на время набухания проведены дополнительные исследования водонабухающей смеси при различных температурах в пресной воде. Как видно из Рисунка 5, температура среды набухания также является важным параметром наряду с минерализацией, влияющим на время набухания.

40
30
10
0 24 48 72 96 120 144 168 192
время, ч
температура 30 oС температура 40 oС
Рисунок 5 – Динамика одномерного набухания образцов водонабухающей смеси в дистиллированной воде в зависимости от температуры
Согласно разработанной совместно со специалистами Казанского государственного архитектурно-строительного университета методике, проведены ускоренные сравнительные испытания образцов водонабухающей смеси после их термостатирования в воздушно-сухих условиях в интервале температур от 20 до 125 0С в течение 35 суток. Сравнительная оценка стойкости водонабухающей смеси к термическому воздействию проведена по изменению характерных показателей старения, таких как масса, твердость, величина остаточной деформации, величина кратковременного статического сжатия, статический модуль упругости при сжатии и наиболее значимому для пакера контролируемому показателю – степени набухания.
Термостатирование образцов при 125 С показало, что разработанный эластомер значительно меньше теряет массу (4,71 %) по сравнению с импортным
Одномерное набухание, %
температура 25 oС температура 35 oС
аналогом (9,61 %), что косвенно указывает на меньшие структурные изменения, протекающие в процессе старения и, как следствие, в большей степени способствует сохранению физико-механических свойств эластомера.
Так же испытания показали, что после термостатирования твердость разработанного эластомера почти в 1,5 раза выше твердости эластомера импортного аналога. При термостатировании твердость эластомеров возрастает по мере увеличения температуры и сроков выдержки. Так, после 35 суток термостатирования при температуре 125 С твердость образцов разработанной водонабухающей смеси возросла в среднем на 370 %, образцов аналога – на 380 %.
Третья глава посвящена разработке конструкции и исследованию водонабухающих пакеров, а также технологии их применения при разобщении пластов с неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами в горизонтальном стволе скважины.
Набухающий элемент пакера изготавливают путем намотки подготовленных смесей в несколько слоев на базовую трубу по сегментам (Рисунок 6). При этом сегменты состоят из нескольких слоев набухающего эластомера, но все сегменты и слои подвергнуты совместной и одновременной вулканизации. После вулканизации слои имеют следующие свойства (Таблица 1).
Рисунок 6 – Порядок расположения слоев в предложенном набухающем элементе пакера

Таблица 1 – Физико-механические показатели резино-полимерной смеси
Показатель Твердость по ШОРу А
Условная прочность при растяжении, кгс/см2
Относительное удлинение при разрыве, %
Увеличение объема при набухании, %
Сегмент 1 50±5 20±5
70±5 150÷200
Сегмент 2 65±5 25±5
50±5 200÷250
Сегмент 3 75±5 30±5
35±5 250÷300
Таким образом, набухающий элемент пакера состоит из трех сегментов (слоев) разного состава. Сегмент, прилегающий к трубе, более эластичный, имеет качественную адгезию к трубе, за счет клеевого состава плотно прилегает к поверхности трубы. Второй сегмент – промежуточный, имеет увеличенное содержание абсорбирующего водопоглощающего полимера и гидрофильного волокна для передачи пластовой жидкости во внутренние слои. Третий сегмент имеет наибольшую степень набухания в пластовой жидкости и высокие физико- механические свойства для сохранения целостности поверхности пакера при спуске в скважину.
Согласно разработанной программе и методике в ПАО «КВАРТ» проведена серия стендовых испытаний с целью определения давления опрессовки и гидропрорыва набухшего пакера. Условия набухания и результаты испытаний приведены в Таблице 2.

Таблица 2 – Данные стендовых испытаний водонабухающих пакеров
No Диаметр трубы/ Плотность диаметр воды, пакера/диаметр кг/м3
стенда), мм
1 114/133/145 1189
2 114/133/145 1160
3 114/133/145 1015
4 114/133/145 1000
5 114/133/145 1015 2 метра
6 114/133/145 1015 2 метра (3 точки
доступа жидкости)
7 168/206/217 1015
8 146/206/217 1015
9 114/133/145 1015
10 114/133/150 1015
11 114/133/156 1015
12 114/133/160 1015
Давление опрессовки/гидропрорыва, МПа Срок набухания, сут
Первичные испытания 10/12,5 56 13,0/15,0 42 17,5/20,0 15 30,0/33,0 15 22,5/25,0 22 37,0/39,0 21
10/- 15 10,0/- 15 15/17,0 30 10,0/12,0 38 2,0/2,5 59 0/0
Повторные испытания
17,5/20,0 75
22,5/25,0 22
22,5/25,0 30 15/16,0 30
На Рисунке 7 представлены зависимости сроков набухания и давлений гидропрорыва набухшего пакера длиной 1 м от минерализации пластовой воды.
С целью выявления зависимости давления гидропрорыва от длины пакера проведены стендовые испытания эластомера длиной 1 и 2 м, давление гидропрорыва составило 20 и 25 МПа соответственно. Для увеличения равномерности охвата водой тела эластомера подача жидкости активации осуществлялась с нескольких точек, давление гидропрорыва увеличилось с 25 до 39 МПа.
35 60
30 25 20 15 10
50 40 30 20 10
00 1000 1015 1160 1189
Плотность пластовой воды, кг/м3 Давление гидропрорыва, МПа Время набухания, сут
Рисунок 7 – Зависимость сроков набухания и давлений гидропрорыва от минерализации пластовой воды
Для проверки влияния контактного давления на величину гидропрорыва пакер с наружным диаметром 133 мм на обсадной трубе 114 мм был помещен в трубу с внутренними диаметрами 145, 150, 156, 160 мм и после ожидания набухания 30, 38, 59, 38 суток соответственно в пластовой воде минерализацией 22г/л. Испытания показали, что увеличение степени набухания снижает контактное давление на стенки трубы и соответственно снижается герметичность набухающего пакера (Рисунок 8).
Давление, МПа
Время, сут
18 17 16
12
10 8 6 4 2
12 38
2,5
70 60 50 40 30 20 10
30
00 145 150 156
Внутренний диаметр стенда, мм Время набухания, сут Давление гидропрорыва, МПа
Рисунок 8 – Зависимость герметичности пакера диаметром 114/133 от внутреннего диаметра стенда
Для разобщения пластов в горизонтальном стволе скважины определены следующие условия применения водонабухающих пакеров. Набухающие пакеры необходимо устанавливать в интервалах плотных пропластков, которые интерпретируются и выделяются по результатам геофизических исследований скважин:
– низкие значения естественного гамма-излучения горной породы по гамма- каротажу;
– высокие значения водородосодержания по нейтронному гамма-каротажу;
– отсутствие каверн в интервалах установки пакеров по показаниям акустического профилемера.
На основе проведенных стендовых гидравлических испытаний предлагаются следующие варианты применения набухающих пакеров при строительстве и ремонте скважин:
– разобщение пластов в горизонтальном стволе скважины;
– отсечение обводненных интервалов в открытом или обсаженном стволе;
Давление, МПа
Время, сут
– герметизация головы хвостовика в обсадной колонне;
– разобщение интервалов в горизонтальном стволе с последующим проведением гидроразрыва пласта.
В четвертой главе приведены описание и результаты промысловых испытаний технологии селективного разобщения горизонтального ствола на участки с применением разработанных водонабухающих пакеров производства ПАО «КВАРТ» при строительстве и ремонте скважин.
Испытания проведены на залежи 302 Ромашкинского месторождения при строительстве скважин 35387г (Рисунок 9), 37852г и при ремонте скважин 37972г, 37783г (Рисунок 10) для изоляции трещиноватых участков. Высокая скорость обводнения скважин, характерная для залежи 302, связана с её геологическими особенностями: высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов, наличием трещин, по которым идет преимущественное движение пластовой воды, слабо охватывающее при этом матрицу пород.
Рисунок 9 – Схема конструкции хвостовика в скважине 35387г
Рисунок 10 – Схема конструкции хвостовика в скважине 37783г

Таблица 3 – Сведения об эксплуатации скважин
После спуска пакеров в составе обсадного хвостовика на указанных скважинах набухание пакеров и их герметичность проверены нагнетанием жидкости на пакер, установленный в голове обсадного хвостовика.
В Таблице 3 представлены сведения об эксплуатации скважин 35387г, 37852г по сравнению с соседними скважинами с различными вариантами заканчивания – цементируемый хвостовик с перфорацией, нецементируемый хвостовик.
Сква- жина
Продол- жительность эксплуата- ции, сут
Продуктивный пласт
Интервал установки хвостовика, м
Дебит жидкости, м3/сут
Дебит нефти, т/сут
Обвод- ненность, %
35387г 248
35384г 220 35393г 110
37723г 198
37729г 115
35391г 220
37852г 273
37854г 191 37855г 179
37851г 255 37853г 232
Башкирский
Башкирский Башкирский
Башкирский
Башкирский Протвинский
Протвинский
Протвинский Башкирский
Башкирский Башкирский
950-1126 с пакерами Кварт 838-1022
847-1047
940-1165
950-1128
786-1017
887-1048 с пакерами Кварт 933-1136
942-1110
с пакерами ТАМ 898-1169
948-1094
6,2 4,38 22
13 0,17 98,5 4 2,88 28
10,9 6,86 38
3 2,22 26
10 1,74 81
12,5 5,61 51,0
13,2 3,02 75 12,6 6,85 60
12,9 1,98 83 12,7 2,07 82
Скважина 37783г пробурена 25.09.2012 на отложения протвинского горизонта, после обводнения продукции до 98 % проведен капитальный ремонт скважины и горизонтальный ствол обсажен хвостовиком с четырьмя разработанными пакерами. Через год эксплуатации после спуска хвостовика с
пакерами скважина добывает 3,71 т/сут нефти с обводненностью 82 %. Скважина 37972г пробурена 29.11.2010 на отложения протвинского горизонта, после обводнения продукции до 98 % проведен капитальный ремонт скважины и открытый горизонтальный ствол обсажен хвостовиком с четырьмя разработанными пакерами. Через год эксплуатации после спуска хвостовика с пакерами скважина добывает 1,6 т/сут нефти с обводненностью 90 %.
Разработанная технология разобщения пластов водонабухающими пакерами успешно прошла промысловые испытания на четырех скважинах. Герметичность пакеров подтвердили методом опрессовки водонабухающего пакера на голове хвостовика.
Экономический эффект от технологии с использованием разработанного водонабухающего пакера вместо импортного при строительстве новых скважин составляет 935,2 тыс. руб. на одну скважину, при капитальном ремонте скважин – 700,8 тыс. руб./скв.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Анализ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием в ПАО «Татнефть» показал, что скважину с горизонтальным окончанием заканчивают открытым забоем (44 %) или обсаживанием нецементируемым обсадным хвостовиком (24 %). При этом обводненность продукции за первые 12 месяцев эксплуатации составляет 13,5 и 25 %. Разобщение горизонтального ствола на участки производят либо импортными набухающими пакерами, либо профильными разобщителями с увеличением стоимости строительства скважины на 10-15 %.
2. В ходе исследований различных полимеров и каучуков разработан наиболее эффективный состав, в основе которого выбран бутадиен-нитрильный каучук марки БНКС-28АМН и водонабухающий полимер – полиакриламид марки В-50Э производства ООО «АКРИПОЛ» (г. Саратов). Разработанная водонабухающая смесь способна набухать при низких температурах (20-25 0С) и высокой минерализации вод (238 г/л). Стендовыми и промысловыми испытаниями
подтверждена герметизирующая способность разработанных водонабухающих пакеров для различных скважинных условий (минерализованность пластовой воды, температура пласта и типоразмер пакера).
3. Разработан способ технической реализации повышения изолирующей способности водонабухающего элемента пакера, предусматривающий выполнение этого элемента с изменяющимися физико-механическими свойствами водонабухающей смеси в радиальном направлении (с увеличением от ствола пакера к внешнему диаметру твердости, прочности, степени набухания и уменьшением относительного удлинения при разрыве водонабухающей смеси).
4. Разработана технология строительства и ремонта скважин с горизонтальным окончанием с применением предложенных водонабухающих пакеров для разобщения пластов с различными коллекторскими свойствами. Для практического применения технологии разработана «Инструкция по технологии разобщения пластов водонабухающими пакерами» в ПАО «Татнефть» (РД 153- 39.0-876-14).