WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Для очистки скважины (продувки, промывки) использовался естественный газ, водный раствор СаСl2, полимерсолевой раствор без твёрдой фазы, мало- глинистый полимерный раствор и полимерглинистый утяжелённый буровой раствор.

50 100 Время, сут высоко средне низкопродуктивные коллектора на безглинистом растворе на глинистом растворе Рис. 1. Сравнение затрат времени на очистку призабойной зоны по скважинам, пробуренным на Рассветной площади с промывкой безглинистым и глинистым буровыми растворами При вскрытии пластов на депрессии наиболее важной задачей является регулирование давления на продуктивный пласт. Впервые она была решена Тагировым К.М. использованием герметизированной системы циркуляции, позволяющей вызвать контролируемый приток пластового флюида на забой скважины и вымыть его на поверхность с целью установления природы флюида и определения пластового давления, а при необходимости - проведения глушения скважины. При продолжении этих работ В.И. Нифантовым был разработан способ вскрытия продуктивного пласта в условиях переменной депрессии, регулируемой ступенчатым или непрерывным изменением избыточного давления газированной промывочной жидкости.

q y ma x, т / сут.

м.

Одной из самых ответственных операций при бурении в условиях равновесия и депрессии в системе «скважина-пласт» является спуск и подъём инструмента. Разработанные ещё в 20 – 30-х годах зарубежными фирмами «Отис» и «Хайдрил», а также Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения комплексы оборудования для спуско-подъёма колонны труб под давлением из-за несовершенства, низкой производительности и неэкономичности нашли применение в основном только при проведении аварийных работ.

Использование установок с непрерывными трубами (УНТ) также полностью не решает проблему спуско-подъёма труб под давлением, так как УНТ можно использовать только для бурения скважин среднего и малого диаметров из-за того, что максимальный диаметр трубы не превышает 60,3мм. Поскольку для крепления скважин применяются в основном свинчиваемые трубы, проблема герметизации устья при спуско-подъёмных операциях при бурении и креплении скважин при избыточном давлении на устье требует своего решения.

Таким образом, несмотря на то, что бурение на ОПД является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения, остается целый ряд научных и технических задач, сдерживающих массовое внедрение данной технологии. Помимо указанного выше, это относится к методам проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины депрессии на продуктивный пласт и технологическим схемам, конструкциям и параметрам оборудования для бурения нефтяных скважин на ОПД.

В третьей главе приведены результаты разработки технологии вскрытия продуктивных пластов на ОПД.

Нашими исследованиями показано, что технологию бурения на ОПД рационально применять при вскрытии продуктивных пластов, характеризующихся следующими параметрами:

- пласты истощенные, с низким пластовым давлением, сложенные устойчивыми горными породами;

- высокопроницаемые (> 1 мкм2) сцементированные изоморфные песчаники и карбонаты;

- макротрещиноватые пласты (при размерах трещин, превышающих 100мкм, представленные устойчивыми горными породами);

- пласты, характеризуемые существенным содержанием горных пород, чувствительных к воздействию фильтратов буровых растворов на водной основе (разбухающие глины >1 %, дефлокулирующие > 5%, гипс, ангидрит и др.);

- пласты, характеризуемые существенной несовместимостью с фильтратами (эмульсиями, пульпой, осадками);

- обезвоженные пласты, с субостаточной водо- или нефтенасыщенностью, если фильтрат не вызывает эффект противоточного впитывания и фазового улавливания (применение растворов на водной основе для олеофильных систем и растворов на углеводородной основе для гидрофильных глин).

Общим требованиям для всех перечисленных пластов является устойчивость в условиях отрицательного перепада давления в системе «скважинапласт». Например, для условий Пермского Прикамья объектами для вскрытия на ОПД являются нефтяные пласты с пластовыми давлениями ниже гидростатического, равном гидростатическому или превышающим его не более 0,5МПа.

Одним из важных факторов в технологии строительства скважин на депрессии является определение интервала залегания продуктивного пласта, поскольку башмак эксплуатационной колонны необходимо установить в кровлю продуктивного пласта или вскрыть его на глубину не более 0,3-0,5м.

Нами предложен поэтапный подход к определению местоположения продуктивного пласта, которое методически определяется двумя независимыми способами – аналитическим и инструментальным.

В первом случае - путём анализа материалов по ранее пробуренным скважинам и во втором – путём проведения серии каротажей, привязочного и повторных, в процессе углубления скважины. При аналитическом подходе производят построение разрезов по ранее пробуренным и проектируемой к бурению скважинам, с учётом их местоположения на местности и геологического строения месторождения. Инструментальный метод включает в терригенных отложениях запись РК и профилемера, в карбонатных отложениях - РК и ПВП за 10-20м до кровли продуктивного пласта и полного комплекса ГИС после его вскрытия на глубину 0,3-0,5м.

Другим показателем, определяющим безаварийную проводку скважины, является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе «скважина-пласт». Исходя из условий предупреждения возможных поглощений буровой промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также - из требований охраны недр и экологии нами определена допустимая депрессия на стенки скважины при бурении, которая не должна превышать 10-15% эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). Для условий Пермского Прикамья величина депрессии должна находиться в пределах 0,3 – 2 МПа. Для определения величины депрессии на стадии разработки проекта производится расчёт промывки. В отечественной и зарубежной практике его производят по программе «MUDLITEI», разработанной компанией «Маурер Инжиниринг Инк».

Однако, как показывает отечественная и зарубежная практика бурения на ОПД, результаты, получаемые по данной программе, не всегда совпадают с промысловыми данными. Это обусловлено, по-видимому, тем, что при использовании двухфазных систем «нефть-азот», растворимость азота в нефти помимо термобарических условий скважины зависит от состава нефти и газа. При этом расчётные методики должны иметь высокую точность для получения заданной величины депрессии и требуемого распределения давления по стволу скважины. Наряду с указанным, использование только расчётных данных по промывке скважин во многих случаях являлось причиной бурения на псевдодепрессии (РЗАБ. > РПЛ.).

В связи с этим, с целью достижения проектной депрессии на продуктивный пласт в процессе бурения при одновременном обеспечении устойчивой работы гидравлического забойного двигателя, нами обоснован и предложен спо соб проектирования и контроля программы промывки в процессе бурения (Патент № 2199646). Суть его заключается в следующем.

В скважину спускается компоновка инструмента, идентичная компоновке, используемой при вскрытии продуктивного пласта, и на основании программы промывки проводят исследования на различных режимах. При этом производят замену технической воды в стволе скважины на нефть. Расход нефти в газожидкостной смеси принимают из расчёта устойчивой работы гидравлического забойного двигателя (например, для ДI-105-6 л/с).

Затем проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Для этого после начала круговой циркуляции нефти с газообразным агентом в стволе скважины поочерёдно создают не менее трёх режимов подачи аэрированной жидкости, обеспечивающих создание депрессии: ниже расчётной, равной расчётной и выше расчётной. С помощью автономных манометров и манометра, спущенного на кабеле, замеряют давления на всех режимах. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометров до долота. Производят подъём манометра на кабеле и инструмента с контейнерами глубинных манометров. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода нефти и азота. На основе полученных результатов устанавливают проектный режим подачи нефти и азота.

Заданную величину депрессии на продуктивный пласт при его вскрытии по всей толщине поддерживают подачей нефти и азота при выбранном режиме. В процессе вскрытия осуществляют непрерывный контроль давления на забое.

После вскрытия продуктивного пласта поднимают манометр, спущенный на кабеле, и манометры, находящиеся в контейнерах, производят сопоставление и оценивают изменение величины депрессии в процессе бурения.

Предложенный способ испытан в промысловых условиях при бурении семидесяти нефтедобывающих скважин, продуктивные пласты которых толщиной от 4 до 20 м имели неоднородные свойства пород-коллекторов по толщине. Забойное давление во время вскрытия продуктивных пластов было ниже и в трёх случаях равно пластовому давлению. Ни в одном случае при вскрытии продуктивных пластов не возникло ни осложнений, ни аварийных ситуаций.

Обычно при бурении на ОПД перед наращиванием инструмента или перед спуско-подъемными операциями отключают насос и компрессоры, в результате чего газ быстро выходит из смеси. В последующем, когда компрессоры и насосы включают, дегазированный буровой раствор из верхней части скважины вытесняется аэрированным флюидом, поступающим через долото.

Как правило, это приводит к значительному увеличению давления в скважине, которое следует за периодом разгрузки.

Нами были систематизированы методы, позволяющие исключить повышение давления на забой при спуско-подъёмных операциях и наращивании инструмента. Показано, что наиболее простой способ предупреждения возникновения неконтролируемых перепадов давления является использование дополнительного газа и подбор компоновки бурильного инструмента для вскрытия пласта без наращивания.

При невозможности вскрытия пласта без наращивания инструмента скважину необходимо заглушить или перекрыть отсекателем, или же подъём (спуск) любой компоновки должен производиться под давлением. Сложность проблемы заключается в том, что продуктивный пласт находится в состоянии фонтанирования, т.е. процессы бурения и добычи нефти совмещены во времени. Такая же ситуация возникает при креплении продуктивного пласта фильтром. При этом многими исследователями признается, что даже использование установок с непрерывными трубами также не решает указанную проблему.

К сожалению, разрабатываемые в России и выпускаемые за рубежом отсекатели не всегда эффективны, а большинство жидкостей глушения приводят к снижению фильтрационно-ёмкостных свойств коллектора на 30-100%.

Мы полагаем, что эффективным технологическим приемом может быть разработка жидкостей, выполняющих одновременно функцию глушения и интенсификации притока при заканчивании скважин.

В качестве жидкостей глушения нами предложено использование высших спиртов, исключающих протекание негативных процессов в продуктивном пласте. Теоретической основой их применения стала инертность спиртов к солям и глинам, обусловленная их меньшей реакционной способностью по сравнению с другими растворами и реагентами.

В качестве объекта исследования для жидкости глушения был взят реагент Т, который является побочным продуктом производства диметилдиоксана и представляет собой маслянистую однородную жидкость следующего химического состава, в вес.%: диметилдиоксан – 2; сумма х допиранового спирта - 9,5;

пирановый спирт – 4; сумма х додиоксанового спирта – 15; сумма х метилбутандиола – 1,5; сумма x диоксановых спиртов – 50; сумма тяжелого остатка - 18, эфирное число – 1,5 – 4мг КОН/г, массовая доля гидроксильных групп - 2336%. Температура вспышки в открытом тигле 90°С, температура замерзания минус 500 С. При этом была оценена устойчивость образцов, содержащих наиболее растворимые соли карналлит и сильвинит, отобранные из галогенных отложений на Уньвинском нефтяном месторождении в пределах Верхнекамского месторождения калийных солей. Несмотря на длительную выдержку в реагенте Т, у образцов не отмечено потери веса, тогда как в хлормагниевофосфатном буровом растворе (наиболее эффективном в настоящее время для бурения по солям) эти же образцы теряли в весе 0,16 - 2,14 вес. % за более короткий срок 24- 480 ч (табл.1).

Вторым, весьма важным моментом выбора реагента Т, является предупреждение закупорки призабойной зоны продуктивных пластов под воздействием фильтратов буровых растворов. Исследование влияния новой жидкости глушения - реагента Т на восстановление проницаемости изучалось на образцах пород бобриковского горизонта Уньвинского месторождения (табл. 2).

Таким образом, было показано, что применение реагента Т увеличивает проницаемость прискважинной зоны по сравнению с «неповрежденным» пластом. Последнее обусловлено высокими отмывающими свойствами предложенной жидкости глушения и связыванием остаточной воды в керне.

Таблица Растворимость образцов солей в реагенте Т Вес образца соли Время вы- Вес образца соли по- Потеря веса до выдержки в реа- держки в реа- сле выдержки в образца, генте Т I х 10-3, кг генте Т, ч реагенте Т 1х 10-3, кг % 13,2 24 13,2 13,2 48 13,2 13,2 144 13,2 13,2 782 13,2 13,2 840 13,2 Таблица Влияние жидкости глушения на восстановление проницаемости образцов керна из продуктивных пластов Номер Порис- Проницае- Проницаемость Коэффициент вособразца, тость мость образ- образцов после становления пронимодели образ- цов по воздействия цаемости, цов, керосину, жидкостью % % 1х 10-3мкм2 глушения, 1х 10-3мкм53947 16,0 43,9 57,2 130,5373 15,0 43,0 46,9 109,53977 13,9 26,7 27,4 102,53955 15,9 23,7 21,4 90,53945 15,9 16,7 15,1 90,53952 16,2 16,1 16,8 104,53979 12,5 16,1 17,6 109,53969 12,3 14,0 14,9 106,53961 16,3 13,9 22,3 160,53982 12,2 5,1 5,4 105,Средняя 14,7 21,9 24,5 111,величина Применительно к заканчиванию скважин это означает, что при глушении скважин реагентом Т будет совмещаться процесс подъёма бурильного инструмента после бурения и спуск лифта с операцией по интенсификации притока.

В то же время, небольшая плотность реагента Т, в определённой мере, ограничивает область его применения.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»