WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

2 - полимерглинистый раствор на основе 15 % 2 - полимерглинистый раствор на основе 5 % глицирина раствор на основе 15 % раствора формиата на- глицирина трия Рисунок Кроме того, экспериментально установлено, что интенсивность ингибирования глинистого цемента в водном растворе формиата натрия и хлористого калия сопоставимы по величине и отличаются в пределах 15%. С моделированием условий вскрытия малопроницаемых коллекторов (10–15) 10-3мкм2 Ямбургского ГКМ было установлено, что снижение коэффициента набухания глинистого цемента коллектора в два раза (с 0,7 до 0,34) сопровождается пропорциональным увеличением показателя восстановления естественной проницаемости.

На основе анализа результатов многочисленных исследований полимерных реагентов для обоснования рецептуры бурового раствора определены следующие полимеры: полианионная целлюлоза высокой вязкости "Полицелл ПАЦ–ВВ" и реагент полисахаридный для буровых растворов (гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал) производства ЗАО "Полицел" (г. Владимир). Отличительной особенностью этих полимеров является высокая загущающая способность, обеспечивающая соотношение 0/ водных растворов до 700 обратных секунд. Экспериментально доказана возможность получения полимерглинистых растворов на их основе с показателем нелинейности в пределах 0,14 – 0,25 (сопоставимых с биополимерными).

Экспериментально установлена высокая эффективность смазочной добавки на основе соевого масла с добавкой оксидата натрия "Брин–СМ" (производство ООО "Невская линия", г. Санкт–Петербург). Исследования этой смазки проведены на тестере предельного давления и смазывающей способности OFITE при стандартной нагрузке 150 фунт/дюйм и скорости вращения узла трения 60 об/мин. Анализ экспериментальных данных показывает, что при концентрации 0,5 % и более смазка "Брин– СМ" по эффективности сопоставима с импортным аналогом "E.L. Lube" и 1,3 – 1,раза выше отечественной "ФК–2000 плюс". Аналогичные результаты получены при входном контроле смазки "Брин–СМ" в ООО "Томскбурнефтегаз".

Экспериментально установлена эффективность применения в составе бурового раствора мелкодисперсного кремнезема МДК и микромрамора марки М3, которые, имея высокую дисперсность, обеспечивают гидрофобизацию и кольматацию порового пространства и выполняют функцию структурообразующей добавки. Исследования на тампонирующем тестере OFITE с моделированием забойных условий (температура 80 °С, перепад давления 5 МПа) показали, что добавка 7 % вес микромрамора к глинистой суспензии плотностью 1060 кг/м3 за счёт кольматации порового пространства (размер пор 35 мкм) снижает скорость фильтрации в 1,5 раза. При этом формируется фильтрационная корка пониженной проницаемости (на 25 % меньше, чем у глинистой корки). В аналогичных условиях экспериментально показана возможность трёхкратного снижения проницаемости глинистой корки добавкой 0,1 % микрокремнезёма марки МФК–ДФ "Кварц". При этом отмечается уменьшение липкости фильтрационной корки в два раза.

На основе результатов экспериментальных исследований разработаны две рецептуры ингибированного бурового раствора: полимерглинистый и карбонат– гликолевый (таблица 2).

Таблица 2. Основные сведения о компонентном составе буровых растворов Название компонентов, Назначение компонентов тип раствора бурового раствора Полимерглинистый Карбонат–гликолевый 1 Структурообразователь Модифицированный Микромрамор (твёрдая фаза) глинопорошок 2 Полимерная добавка ПАЦ – ВВ Реагент полисахаридный (стабилизатор, регулятор вязкости, (полианионная для буровых растворов фильтрации, псевдопластичности) целлюлоза) гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал(ГЭКМК) 3 Ингибитор набухания глин Формиат натрия Диэтиленгликоль (ДЭГ) В качестве кольматирующей, гидрофобизирующей добавки в этих рецептурах используется мелкодисперсный кремнезём "Кварц", а управление фрикционными свойствами раствора производится смазкой на основе соевого масла.

Состав и технология их применения включены в проектно-сметную документацию по восстановлению валанжинских скважин на Ямбургском ГКМ (УКПГ–2В) зарезкой вторых стволов с мобильной буровой установки.

В третьем разделе изложены требования к конструкции забоя скважины и общие методические принципы обоснования и выбора способа вскрытия продуктивного пласта (пластов), которые сводятся к следующему:

1. По проектируемым объемам добычи газа или газоконденсата в начальной стадии разработки залежи устанавливается диаметр скважины для первичного вскрытия продуктивных отложений;

2. С учетом геолого-технических условий первичного вскрытия продуктивной толщи обосновывается способ вскрытия нефтегазовых пластов. Основными переменными факторами, определяющими гидродинамические условия первичного вскрытия продуктивных отложений, являются: параметры гипсометрии, термодинамическое состояние залежи; количество и эффективная толщина продуктивных пропластков;

величина репрессии, создаваемая весом столба промывочной жидкости на кровлю продуктивной толщи, а также градиент пластового давления, контролирующий гидравлические условия первичного вскрытия.

Отмеченные переменные факторы индивидуальны для любой углеводородной залежи, что и предопределяет различия в условиях заканчивания скважин.

3. Конструкция забоя скважины принимается в зависимости от назначения.

Принятая конструкция забоя определяет технологию первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, конструкцию скважины и технологию крепления, выбор метода вторичного вскрытия и технических средств его реализации, способа освоения скважины.

4. По решениям пп. 1-3 обосновывается комплекс технологий по заканчиванию скважин. Приоритетной в этом комплексе является технология первичного вскрытия продуктивной толщи.

Особенностью технологии строительства открытого забоя при бурении скважин с субгоризонтальным окончанием является обязательное применение щадящей кольматации для сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов. На основании теоретического обоснования эффективности и целесообразности применения технологии искусственной кольматации приствольного участка проницаемых пластов, школами профессоров Мавлютова М.Р., Кузнецова Ю.С., Полякова В.Н. и других было установлено, что для снижения фильтрационных процессов между скважиной и пластом эффективно использовать метод искусственной кольматации и во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины фильтрационной корки.

Исходя из необходимости снизить дифференциальное давление в скважине, которое в значительной степени влияет на толщину фильтрационной корки, совместно с Аржановым А.Ф. была создана на базе гидроэлеватора НГ-3 конструкция гидроэлеватора, со встроенным кольмататором, которая получила название гидроэлеватор НГ-3К. Совмещение гидроэлеватора с кольмататором позволило решить проблему первичного вскрытия продуктивных горизонтов без нарушения их естественных фильтрационно-емкостных свойств.

Область применения струйно-волновой кольматации может быть достаточно широкой, но для нашего случая рекомендуется ее использование при обработке слабосцементированных песчаников и чередующихся с песчаниками глинистых пропластков сеноманских и нижнемеловых отложений с целью предупреждения размыва скелета породы высоконапорными струями промывочной жидкости. Объясняется это тем, что при сравнительно низких линейных скоростях потока разноплотностных частиц глинистого раствора, проходящего через струйно – волновой кольмататор, настроенный определенным образом на использование резонансных явлений, эффективность кольматации кратно увеличивается. Базируется эта технология на научных основах нелинейных эффектов волновой механики в различных резонансных режимах, созданных коллективом научного центра нелинейной волновой механики и тех нологий РАН под руководством академика РАН, профессора Ганиева Р.Ф. Технология получила развитие в Буровой Компании ДООО "Бургаз".

Основная идея рассматриваемой технологии заключена в том, чтобы преобразовать вибрационные воздействия в односторонне-направленные, монотонные, определяющие необходимый технологический процесс.

Рассмотренные теоретические аспекты положены в основу создания способа струйно-волновой кольматации. Экспериментальную проверку способа, в сравнении с базовым, провели на стендах УГНТУ (г.Уфа), основные результаты которой следующие:

- объем фильтрата промывочной жидкости, проникшей в пласт при волновом воздействии в 2 - 4 раза меньше, чем при статических условиях фильтрации;

- волновое воздействие при кольматации позволяет добиться гораздо большего снижения проницаемости пород, чем при статических и динамических (стационарный поток) условиях кольматации за счет создания более плотного экрана из частиц дисперсной фазы промывочной жидкости. Так, при волновом воздействии 92-96 % степень кольматации достигается за 15-60 с, при динамических условиях (стационарный поток) 70-85 % степень кольматации достигается за 36102 с, а при статических условиях за 36102 с можно достичь только 55-75 % степени кольматации. При статических и динамических (стационарный поток) условиях присутствует глинистая корка, а при волновом воздействии глинистая корка отсутствует;

- быстрое, за доли секунды (практическое мгновенное) внедрение фильтрата промывочной жидкости в породу в волновом поле способствует не только сохранению коллекторских свойств пластов, но и улучшению показателей процесса бурения скважин (механическая скорость, проходка на долото). Интенсивное проникновение фильтрата в породу под воздействием волнового поля объясняется разрушением водородных, ион-дипольных, электростатических и других связей между частицами промывочной жидкости и значительным уменьшением ее вязкости. Как известно, уменьшение вязкости приводит к интенсификации процесса фильтрации жидкости через пористые среды.

Далее в работе предложена технология создания щелевых каналов в продуктивном пласте при формировании открытого забоя с целью подготовки фильтровой части ствола скважины к освоению. Щели создаются в нефтегазонасыщенных пропластках, защищенных временным кольматационным экраном.

Изготовление щелевых каналов производится с помощью гидропескоструйных перфораторов и называется методом щелевой разгрузки открытого забоя или сокращенно "метод щелевой разгрузки". Для выбора режимно-технологических параметров разрушения горных пород струей жидкости были рассмотрены основные закономерности действия струи на преграду и механизм разрушения горных пород струей жидкости (далее РГПЖ).

Струя воды при динамическом давлении в центре пятна 17-22 МПа разрушала породу, имеющую предел прочности на одноосное сжатие 13-15 МПа, т.е. разрушение породы наблюдалось при динамическом давлении в центре пятна струи, равном 130-150 % от прочности на одноосное сжатие.

Разрушение породы должно происходить за счет растягивающих напряжений, когда абсолютная величина их превысит предел прочности породы на растяжение.

Таким образом, условие разрушения породы струей в общем случае должно записываться V тдmin r или P1 - P2 - 2 K, r (3) где: mд - масса вещества струи за определенный отрезок времени;

r – давление на участке пятна струи, находящимся на расстоянии r от оси симметрии струи, а коэффициент Кr будет учитывать в общем случае условия разрушения породы.

Имеющиеся экспериментальные данные подтверждают предложенный механизм РГПЖ. Так, если Р1=Р2 и Кr можно принять равным единице, наблюдается четкая прямая корреляция между V2/2 и r. Детальный анализ результатов РГПЖ на основе использования зависимости (3), показал следующие основные результаты:

1. Наиболее выгодно разрушать струей чистой жидкости пористые породы.

2. При наличии твердых частиц в жидкости эффективность РГПЖ значительно повышается за счет абразивного разрушения породы.

3. На процесс РГПЖ существенно влияют давление окружающей среды, проницаемость породы, фильтрационные характеристики вещества струи, но это требует дальнейшего практического исследования.

Для создания трещины используется энергия струи абразивной жидкости, истекающей из насадок. Разрушение структурных связей происходит в том случае, если создаваемое давление на забой струей жидкости превышает критическое для данного типа горной породы.

Для затопленных струй глубина трещины при постоянных остальных параметрах будет существенно ниже, чем при незатопленных, хотя качественный характер зависимостей останется аналогичным.

В этой связи при затопленных струях эффективное отношение расстояния между насадкой и забоем к диаметру насадки не должно превышать 2-3 раза. Интенсифицировать процесс разрушения породы и сократить время воздействия струи на забой позволяет добавка в воду полимерных компонентов. Добавка полиакриламида (ПАА) при его содержании в воде 0,0015 - 0,0035 % позволяет увеличить гидродинамическое давление струи и эффективность разрушения породы. На расстоянии 0,5 м от насадки динамическое давление увеличивается на 10 – 30 %, а на расстоянии 1,3 м более чем в 2 раза.

В данной работе эффект будет достигаться за счет создания адресного, гидродинамически совершенного канала гидравлической связи нужного участка продуктивного пласта со скважиной, где по геофизическим и гидродинамическим исследованиям отмечены наибольшие запасы углеводородов.

Основные выводы и рекомендации 1. На основе анализа геолого-технических условий строительства горизонтальных скважин на Уренгойском ГКМ и выработанных рекомендаций выбрана конструкция скважины, обеспечивающая снижение осложнений в процессе бурения, улучшающая условия вскрытия продуктивного объекта и имеющая меньшую металлоемкость.

2. Разработана методика расчета отклонителя для ориентированного управления траекторией скважины с возможностью его использования на участках стабилизации с дополнительным вращением ротором, на основании которой определены граничные условия применения отклонителей на базе винтовых двигателей диаметрами 240, 195, 172 и 127 мм. Проведены исследования и определен состав неориентируемых КНБК, способствующих сохранению зенитного угла и азимута при бурении тангенциальных участков наклонных скважин.

3. Проведены промысловые работы и определены технологические параметры бурения горизонтальных скважин с помощью отклонителя с чередованием ориентированного и неориентированного бурения с одновременным вращением инструмента ротором, которые позволили увеличить проходку на долото и рейсовую скорость бурения по сравнению с наклонными соответственно в 4,6 и 1,11 раза. Внедрение технико-технологических рекомендаций по бурению горизонтальных скважин на Уренгойском ГКМ позволило увеличить коммерческую скорость бурения скважин в два раза и получить экономический эффект в зависимости от базы сравнения от 36,до 112,1 млн. руб. в ценах 2003 года.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






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