Содержание к диссертации
Введение
Факторы, определяющие выбор типа, показателей свойств буровых растворов для бурения скважин и технологии вскрытия продуктивного пласта определяющие выбор типа, показателей hvphrmy pattrnphr ппя куррпия геолого-технические условия бурения и вскрытия продуктивных пластов в пермском прикамье и влияние их на выбор состава, свойств бурового раствора и технологию вскрытия продуктивного пласта 10
1 1 1 Химический и минералогический состав горных пород
1.1.2 Гидрогеологическая характеристика разреза 14
1 1 Нефтегазоносіюсть, пластовые давления и их влияние на выбор технологии вскрытия продуктивных пластов 20
1 1 4 Влияние состава и коллекторских свойств продуктивных горизонтов на выбор технологии вскрытия продуктивных пластов 33
1 2 Осложнения при бурении скважин и их предупреждение 41
1 3 Эколого-экономические требования к составам и свойствам буровых растворов d
1.4 Выводы 48
Обзор отечественных и зарубежных исследований по разработке и совершенствованию технологии вскрытия продуктивных пластов 50
2 1 Влияние буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов на репрессии 51
2 2 Обзор исследований по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении (депрессии) 5j
Разработка технологии заканчивания скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 78
3 1 Обоснование выбора объектов для вскрытия при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 78
3.2 Определение местоположения продуктивного пласта...
3.3 Методика проектирования и достижения в промысловых условиях отрицательного дифференциального давления в системе «скважина-пласт» 82
3.4 Перепад давления при спуско-подъёмных операциях и наращивании инструмента 8б
3-4.1 Использование дополнительного газа
3.4.2 Инжекторные переводники 3 переводники для поддержания постоянной циркуляции 89
4 Дополнительная колонна для подачи воздуха 89
5 Параллельные обсадные колонны 92
6 Сдвоенные бурильные трубы 92
Разработка жидкостей глушения скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 92
1 Теоретические предпосылки по использованию спиртов в качестве жидкостей глушения и заканчивания скважин 9у
2 Состав и свойства реагента т 100
3 Исследование растворимости солей в реагенте т 101
4 Исследование набухания глин в .реагенте т 102
5 Исследование влияния реагента т на восстановление проницаемости образцов керна продуктивных пластов 105
6 Технологические свойства реагента т как бурового раствора 107
7 Разработка жидкости глушения скважин, пробуренных на продуктивные пласты с повышенными пластовыми давлениями 107
8 Разработка технологии глушения скважин, пробуренных со вскрытием продуктивного пласта при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт»
Выводы 112
Разработка и совершенствование технических средств для заканчивания скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина пласт» 114
Результаты испытания и промышленного применения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 141
Стендовые испытания оборудования для вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина пласт» 141
Приёмочные испытания технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина шіаст» 143
Технология строительства скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина пласт»
Оценка показателей, полученных при приёмочных испытаниях технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 155
4 Влияние вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» на продуктивность скважин 155
5 Результаты применения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» при строительстве второго ствола из скважины №709 гожанского месторождения 159
6 Промышленное применение технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина-пласт» 163
7 Экономическая эффективность вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 169
8 выводы 169
Основные выводы и рекомендации 171
Справка об объеме и эффективности применения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» 172
Литература
- Нефтегазоносіюсть, пластовые давления и их влияние на выбор технологии вскрытия продуктивных пластов
- Обзор исследований по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении (депрессии)
- Перепад давления при спуско-подъёмных операциях и наращивании инструмента
- Оценка показателей, полученных при приёмочных испытаниях технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт»
Введение к работе
Актуальность проблемы. В цикле строительства скважин заканчивание является одним из основных и технически сложных процессов. От качества выполнения данного этапа в разведочных скважинах во многом зависит оценка перспективности новых месторождений, а в эксплуатационных - дебит. Особенно актуальна данная проблема для «старых» нефтедобывающих регионов, примером которых является Пермское Прикамье. Основные месторождения Пермского Прикамья находятся на поздней стадии разработки с трудноизвле-каемыми запасами, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам, зачастую с пониженными пластовыми давлениями.
При освоении нефтяных месторождений главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин является решение проблемы сохранения филырационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов в приза-бойной зоне. Традиционно применяемая в настоящее время технология вскрытия продуктивных пластов при репрессии из-за отрицательного воздействия буровых растворов на призабойную зону продуктивного пласта не способствует получению потенциальных дебитов скважин и ведёт к снижению конечной величины коэффициента нефтеотдачи пластов. Общепринятым объективным показателем качества заканчивания скважин является соотношение между фактической и потенциальной производительностью скважин. Для большинства месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири и других нефтяных районов оно составляет менее 50%. В связи с этим необходим поиск более совершенных технологий заканчивания скважин. Анализ состояния проблемы показал, что бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» (ОПД) является единственной технологией первичного вскрытия, позволяющей сохранить естественные филырационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения. Несмотря на некоторый опыт работ в данной области, проблему нельзя считать решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины депресойр^ц ffJjg^KTjnjgjj.V пласт. Также
СПетервїТГуі
о» MofrWErJ
отсутствуют рекомендации по технологическим схемам, конструкциям и параметрам оборудования для бурения нефтяных скважин на ОПД. Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства скважин на этапе вскрытия продуктивного пласта.
Основные задачи исследования, 1. Оценка состояния технологии заканчива-ния скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» и определение направлений по её совершенствованию.
-
Совершенствование технологии заканчивания нефтяных скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» (ОПД).
-
Разработка и усовершенствование технических средств для заканчивания скважин на ОПД.
-
Испытания и промышленное внедрение технологии вскрытия продуктивных пластов на ОПД, оценка её экономической эффективности.
Научная повизна работы. 1. Применительно к месторождениям, находящимся в поздней стадии эксплуатации, обоснованы критерии выбора объектов, для вскрытия на ОПД.
-
Впервые разработаны составы жидкостей глушения на основе спиртов и технология производства работ, позволяющие совместить глушение, подъём бурильного инструмента и спуск лифта для добычи нефти с интенсификацией притока нефти.
-
Разработана методика обоснования и поддержания при вскрытии продуктивного пласта требуемой величины депрессии.
Практическая ценность. 1. Разработана технология вскрытия продуктивных пластов на ОПД для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
2. Разработано и организовало изготовление специального технологического
оборудования для вскрытия продуктивных пластов на ОПД.
3. Для практического использования разработаны нормативные документы:
Регламенты на выполнение операций при строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов на депрессии.
Руководство по вскрытию продуктивных пластов на ОПД.
Проектно-сметная документация на строительство стендовой буровой установки для опробования оборудования для бурения на депрессии. Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации докладывались и обсуждались на 12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003г.; Всесоюзном совещании по качеству строительства скважин, Анапа, 2003г; заседаниях технических советов нефтяной компании «ЛУКОЙЛ», Москва, 2001, 2002гг.; структурных подразделениях ООО «ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ», Самара, Пермь, Когалым, 1999 - 2003 гг. В полном объеме диссертационная работа докладывалась на Учёном совете ООО «ПермНИПИнефть» и на заседании кафедры бурения УЕНТУ. Публикации. По теме диссертации в открытой печати опубликовано 14 работ. Разработки защищены двумя патентами на изобретение и одним свидетельством на полезную модель.
Объём и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов. Работа изложена на 188 страницах машинописного текста, в том числе содержит 40 таблиц, 24 рисунка, список литературы из 131 наименования и приложения на 35 страницах, включающие программы, протоколы и акты испытаний.
Нефтегазоносіюсть, пластовые давления и их влияние на выбор технологии вскрытия продуктивных пластов
Фильтрационные свойства водоносных горизонтов Пермского Прикамья изучены недостаточно полно, что не позволяет дать их характеристику по структурным элементам и с глубиной. Общим для них является напорный режим. Пластовое давление изменяется от 1,6 до 5,9 МПа.
Фильтрационные свойства водоносных горизонтов весьма неоднородны. Г.К. Михайловым показано, что коэффициент гидропроводности пород и дебиты скважин варьируют в пределах 0,02-2,54 мкм2см/МПа с и 0,9-1244 м3/сут соответственно, а проницаемость 0,0001-1,58 и реже до 4 мкм2 (Андреевское месторождение). Трещиноватые и кавернозные поглощающие пласты имеют более высокие фильтрационные свойства. Состав пластовых вод по Пермскому и Башкирскому сводам приведен ниже. Для его определения использованы результаты анализов пластовых вод, выполненные в бывшем КФ ВНИГНИ и ПермНИПИнефть. Методом математической статистики обработаны результаты химического анализа 210 проб пластовой воды по каждому горизонту, отобранных при опробовании и освоении 200 скважин (табл. 1.4). Ошибка в определении содержания ионов в пластовой воде не превышала 2,5-3,7%.
Установлено, что общая минерализация пластовых вод верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных отложений Пермского и Башкирского сводов значительна и составляет 239-265 и 214-261 г/л, соответственно. Пластовые воды Пермского свода имеют более высокий уровень минерализации. Основными компонентами пластовых вод являются: анионы хлора 134-164 г/л, сумма катионов натрия и калия 54,3-76,8 г/л, затем по мере убывания идут катионы: кальций 18,7-31,6 г/л, магний 3,5-5,5 г/л, анионы: S042" и НС03" - 0,19-1,0 г/л и 0-0,25 г/л соответственно. В целом, подтверждена закономерность повышения минерализации пластовых вод с глубиной.
Практически повсеместно при вскрытии сакмаро-ассельских отложений верхнего карбона с промывкой буровым раствором плотностью менее ИЗО кг/м3 отмечается проявление пластовых вод, зараженных сероводородом.
Наиболее агрессивными по отношению к буровым растворам являются катионы кальция и магния, концентрация которых весьма значительна. Следовательно, при совершенствовании и создании технологии заканчивания скважин должны быть учтены два фактора: большое содержание в пластовой воде двухвалентных катионов и высокая гидропроводность ряда водоносных горизонтов.
Промышленные залежи нефти установлены в живетском ярусе, пашийском и кыновском горизонтах франского яруса и турнейском ярусе девонской системы, яснополянском и серпуховском надгоризонтах визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных отложений, в сакмарском и артинском ярусах пермских отложений [5]. Плотность нефтей Пермского Прикамья изменяется в широких пределах: от 800 кг/м3 для легкой нефти до 920 кг/м3 для тяжелых смолистых нефтей. Нефти северных и отдельных центральных месторождений Пермского Прикамья (например, Ординского) имеют плотность 800 кг/м3, большое содержание парафина -до 8%, низкое содержание смол и асфальтенов (4-5, реже до 8-10%). Нефти центральных районов Пермской области характеризуются повышенной плотностью - до 870 кг/м3, значительным содержанием смол и асфальтенов - до 15% и парафина до 5%, повышенным содержанием серы —до 1,5-3,0%.
Нефти южных и юго-западных районов Пермского Прикамья имеют высокую плотность - до 920 кг/м3, большое содержание смол и асфальтенов - до 30% и относительно низкое содержание парафина.
В нефтях Урало-Поволжья практически повсеместно содержится сера. Так, в нефтях всех продуктивных пластов Пермского Прикамья массовая доля серы составляет 0,25-4,92% (табл. 1.5). Содержание серы в нефтях, а в ряде залежей и сероводорода (табл. 1.6), не позволяет производить их вскрытие и вызов из них притока путем аэрации воздухом ввиду возможности образования пирофорных соединений [6].
Газовые шапки нефтяных залежей установлены в яснополянском надгоризонте визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных и сакмарском ярусе пермских отложений.
Большинство структурных элементов Пермского Прикамья имеет в разрезе 3-5 нефтяных или газовых залежей, приуроченных к различным глубинам с различными пластовыми давлениями. Первоначальные градиенты пластовых давлений по основным структурным элементам находятся в пределах 0,741-1,13 МПа/Юм (табл. 1.7). Альтитуды устьев скважин колеблются от 150 до 300 м.
В последние годы (1986-2003 г.г.) основной объем эксплуатационного бурения в Пермском Прикамье приходится на месторождения и площади, на которых пластовое давление ниже или равняется гидростатическому, или превышает его не более чем на 1,35 МПа.
Так, по 32 продуктивным пластам 18 месторождений плотность раствора, необходимая для создания равновесия гидростатического и пластового давлении изменяется в пределах 741-1000 кг/м3 (37,2%), по Таблица 1.5 Данные о содержании серы в нефтяных месторождениях
Обзор исследований по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении (депрессии)
Отрицательное влияние буровых растворов на продуктивный пласт многообразно и по данным Амияна В.А. [13], Бабаляна Г.А. [14], Васильева П.С. /15/, Гиматудинова Ш.К. /16/, Жигача К.Ф. и Пауса К.Ф. /17/, Котяхова Ф.И. /18/, Овнатанова Г.Т. /19/, Гетлина К. /20/ и других отечественных и зарубежных исследователей сводится к набуханию глинистых минералов породы под воздействием фильтрата бурового раствора, закупорке пор твердыми частицами бурового раствора, осадками из фильтратов либо из самих пластовых жидкостей при явлениях флокуляции, суффозии, химических реакциях компонентов раствора с компонентами пласта, снижению фазовой проницаемости для нефти при внедрении в призабойную зону водной фазы раствора, образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне, особенностям формирования зон проникновения. Все эти процессы обусловлены воздействием на пласт твердой фазы или фильтрата бурового раствора, или одновременным влиянием обоих факторов.
При проектировании состава дисперсионной среды бурового раствора определяющим фактором является инертность фильтрата и даже упрочняющее и модифицирующее его действие на глинистый цемент коллекторов. Кроме этого, фильтрат не должен проникать на большую глубину, быть подвижным и легко извлекаться.
Глубина проникновения фильтратов буровых растворов неодинаково оценивается рядом авторов. Так, по данным И.И. Наборщиковой /21/, для условий Пермского Прикамья глубина проникновения фильтрата доходит до 16 диаметров ствола скважины, а по исследованиям В.М. Карпова и др. /21/ составляет 0,11-0,22м. Наименьшая глубина проникновения фильтрата (0,05-0,1 м) получена при использовании водных растворов ПАА /23/. Такой большой разброс в определении глубины проникновения фильтрата, по-видимому, обусловлен применением буровых растворов, отличающихся по составу и показателями свойств, а также разнообразием условий бурения, в частности, особенностями геолого-физических свойств коллекторов и физико-химическими свойствами насыщающих их жидкостей.
К фильтратам буровых растворов предъявляются требования: не образовывать эмульсий и осадков с пластовыми флюидами, обладать низким поверхностным натяжением на границе раздела фаз, при образовании в пласте смеси с пластовым флюидом иметь низкие напряжения деформации сдвига. В [24, 25] показано, что присутствие катионов К+ в фильтрате бурового раствора в значительной мере удовлетворяет вышеуказанным требованиям. В [26] отмечается, что эту роль могут выполнять NH4 и Fe+2. В случае применения калиевых систем необходимо учитывать температурный режим, при котором планируют использовать буровой раствор [27]. В [28] показаны преимущества комплексного ингибирования катионами К+ и Са+2 и предложено в качестве ингибиторов использовать калийсодержащие отходы (хлоркалий - электролит, минерализатор МИН-1 и др.).
Обзор исследований показывает, что химические реагенты, применяемые для обработки буровых растворов, оказывают отрицательное влияние на призабойную зону. Это обусловлено тем, что, попав в продуктивный пласт в составе фильтрата или непосредственно бурового раствора, они могут усиливать или уменьшать набухание глинистых частиц [29,30], изменять физико-химические свойства поровых каналов [31,32], образовывать на входной поверхности сжимаемую глинополимерную плёнку [33], формировать преграды в виде полимерных слоев, ассоциатов макромолекул и участков пространственной сетки [34]. Электролиты, ПАВ, твердая фаза бурового раствора способствуют образованию эмульсий в призабойной зоне [18,19,35].
Наличие в растворе активной глинистой фазы в больших количествах приводит к интенсивной кольматации порового пространства пород, значительно снижая их пористость и проницаемость. Так, глины, используемые для приготовления бурового раствора, содержат до 50% частиц величиной менее 0,01 мм и 25% частиц не более 0,001 мм. Снизить отрицательное влияние твердой фазы можно за счет уменьшения её концентрации в буровом растворе, а также регулированием её дисперсности и химического состава. Однако, проектирование и поддержание необходимой дисперсности твердой фазы бурового раствора является весьма трудоемкой операцией и связано с применением оборудования для избирательной очистки, так как в процессе бурения дисперсность твердой фазы изменяется как за счет диспергирования введенной твердой фазы, так и обогащения бурового раствора шламом. Следует отметить, что отсутствие эффективных средств селективной очистки не позволяет при данном уровне технического оснащения применять метод кольматации путем регулирования дисперсности твердой фазы.
М.Р. Мавлютовым и В.Н. Поляковым показана возможность регулирования глубины проникновения фильтрата и твердой фазы путем кольматации коллектора струями бурового раствора [36]. Проведение операций приствольной кольматации буровым раствором, содержащим кольматирующую твердую фазу определенной дисперсности и растворимую в кислоте, является эффективным средством создания экрана и в определённой мере предупреждает загрязнение коллектора. Еще более эффективным, по-видимому, будет при определенных коллекторских свойствах продуктивных пластов, применение метода кольматации пластов коагуляционными сгустками безглинистых полимерных буровых растворов.
Положительное влияние безглинистых полимерсолевых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов также достигается за счёт уменьшения продолжительности контакта бурового раствора с продуктивным пластом по причине повышения буримости горных пород.
Влияние промывочной среды на буримость — процесс разрушения горных пород впервые изучалось П.А. Ребиндером, Л.А. Шрейнером, К.Ф. Жигачом [37-39]. Установлено, что в процессе бурения в результате физико-химических явлений, протекающих на поверхности раздела порода-среда, снижается прочность горных пород, повышается их способность к механическому разрушению. Было предложено использовать процессы смачивания и адсорбции для облегчения механического разрушения твёрдых тел. Влияние химической обработки на процесс разрушения горных пород изучено недостаточно. Обычно влияние реагентов-стабилизаторов и реагентов-понизителей фильтрации на процесс разрушения горных пород связывают с величиной вязкости, показателем фильтрации и выравниванием перепада давления на забое.
Многие исследователи первостепенное значение в интенсификации процесса разрушения отводят снижению плотности бурового раствора, рассматривая влияние плотности раствора и его реологических свойств через комплексный показатель -дифференциальное давление [40-51].
Уменьшение дифференциального давления влечёт за собой увеличение механической скорости бурения. Если в процессе разрушения буровая промывочная жидкость фильтруется сквозь забой, то происходит уравновешивание гидростатического давления в пределах глубин проникновения жидкости. Полное или частичное уравновешивание давлений зависит от физико-химических свойств промывочной жидкости, параметров режима бурения, а также от характеристики разбуриваемой породы (пористости, проницаемости и др.) [52-58].
По данным В. Маурера [47], Г. Дарли [59] и др. на эффективность работы долот оказывает влияние показатель фильтрации бурового раствора. Замедление бурения при снижении показателя фильтрации авторы объясняют действием эффекта удерживания шлама на забое за счёт создания избыточного давления при недостаточно быстром заполнении фильтратом образующейся трещины. Причём, чем больше фильтрация, меньше вязкость фильтрата и лучше его смачивающая способность, тем легче фильтрат попадает под обломки разрушенной породы.
Д. Ламмусом, Я.Д. Филджем выявлено, что увеличение содержания в буровом растворе твёрдой фазы на 2,2% вызывает снижение проходки на долото на 21,5м, а механической скорости на 0,9м/ч [62]. По данным [63], повышение концентрации глинистых частиц на 1-5% по сравнению с чистой водой приводит к снижению механической скорости и проходки на долото на 25-50%. В [64] показано, что ввод в техническую воду 10-30% твёрдой фазы снижает буримость пород, а при вводе её 30-50% имеет место максимальное снижение относительной скорости бурения.
При бурении глубоких скважин с промывкой забоя буровыми растворами гидростатическое давление, как правило, превышает пластовое. Разность давлений над консолью и под ней — дифференциальное давление прижимает консоль к массиву забоя и затрудняет её отделение. Прижатие частиц породы к забою дифференциальным давлением в настоящее время можно считать общепризнанным [52,54,56,58,61], хотя механизм этого явления исследован недостаточно.
В консоли заключён основной объём породы, разрушаемой при каждом акте взаимодействия, поэтому условия её отделения прежде всего сказываются на механической скорости бурения. Именно трудностью отделения разрушенной породы объясняется кратное снижение производительности долота при бурении глубоких скважин и при переходе с продувки забоя газообразными агентами на промывку буровыми промывочными жидкостями [46,52,55,56,65].
Так, в [61] отмечается, что переход с промывки забоя водой на промывку глинистым раствором влечёт за собой изменение механизма очистки забоя от выбуренной породы. Анализ фракционного состава проб шлама, отобранных при бурении, показал, что при промывке скважины глинистым раствором процентное содержание крупных фракций меньше, а мелких больше, чем при промывке водой.
По Д. Мерфи [66] перепад давления в 3,5 МПа наиболее значительно влияет на механическую скорость. С увеличением дифференциального давления происходит переход от эффективного хрупкого или объемного разрушения к малоэффективному разрушению горных пород. Особенно резко это проявляется в области перехода от бурения на равновесии к бурению с депрессией, когда быстро возрастает скорость проходки, или с репрессией, когда быстро снижается скорость проходки по мере увеличения репрессии.
Перепад давления при спуско-подъёмных операциях и наращивании инструмента
Бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина-пласт» или ОПД определяется обычно как бурение, параметры которого создаются таким образом, чтобы пластовое или поровое давление было больше давления, создаваемого столбом жидкости или газа в затрубном пространстве.
В этом смысле бурение на равновесном давлении является частным случаем бурения на ОПД, так как при подъёме инструмента давление в кольцевом пространстве может стать меньше пластового.
В связи с высокой эффективностью бурение на ОПД широко используется в США и Канаде. Так, за период с 1992 по 1997 годы только по двум провинциям Канады: Альберта и Саскатчеван число скважин, пробуренных на ОПД, в год увеличилось с 30 до 525.
В первой и второй главах работы показано, что в условиях Пермского Прикамья не достигается вскрытие продуктивных пластов без снижения их фильтрационно-ёмкостных свойств даже в случае применения самых совершенных типов растворов, безглинистых и инвертно-эмульсионных.
В связи с этим, правомерно разделить строительство скважины на два этапа: 1. Строительство основного ствола до кровли продуктивного пласта с углублением в него на 0,3 - 0,5м. 2. Вскрытие продуктивного пласта и заканчивание скважины. На первом этапе основными показателями являются: 1. Высокая скорость и качество. 2. Низкая стоимость.
Для достижения вышеуказанных показателей на первом этапе, по-видимому, рационально в качестве промывочных жидкостей применять в не осложнённых условиях — безглинистые буровые растворы, в условиях, осложнённых осыпями и обвалами — глинистый буровой раствор с естественной полисолевой минерализацией согласно [1].
На втором этапе строительства скважины основным показателем является достижение потенциально-возможного дебита скважины за счёт сохранения, а в пределе даже повышения фильтрационно-ёмкостных свойств коллектора, при минимальных затратах времени и средств. При решении вопроса о применении технологии бурения на ОПД на конкретной скважине следует проверять выполнение нескольких критериев.
В связи с тем, что новый метод бурения на ОПД может привести к дополнительным затратам или быть связан с дополнительным риском, необходимо получить ответ на вопрос - обеспечит ли данная технология решение одной или нескольких ниже перечисленных проблем: - малая скорость проходки в скальных грунтах; - малая скорость проходки для предупреждения искривления скважин; - поглощение; - разработка истощенных пластов; - прихваты под действием перепада давлений; - чувствительность коллекторов к воде и фильтратам буровых растворов; - поверхностные повреждения пласта вследствие закупоривания; - поверхностные повреждения пласта из-за гидратации сланцев; - трещиноватые пласты. Исходя из анализа отечественных и зарубежных исследований бурения на ОПД, анализа особенностей геолого-технических условий вскрытия продуктивных пластов в Пермском Прикамье, а также с учётом сущности процесса технологии бурения на ОПД, ее рационально применять при вскрытии продуктивных пластов, характеризующихся следующими параметрами [93-95]: 1. Пласты, истощенные, с низким пластовым давлением, сложенные устойчивыми горными породами. 2. Высокопроницаемые ( 1 мкм ) сцементированные изоморфные песчаники и карбонаты. 3. Макротрещиноватые пласты (при размерах трещин, превышающих ЮОмкм, представленные устойчивыми горными породами). 4. Пласты, характеризуемые существенными концентрациями горных пород, чувствительных к воздействию фильтратов буровых растворов на водной основе (разбухающие глины 1 %, дефлокулирующие 5%, гипс, ангидрит и др.). 5. Пласты, характеризуемые существенной несовместимостью с фильтратами (эмульсиями, пульпой, осадками). 6. 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, быть устойчивыми в условиях отрицательного перепада в системе «скважина-пласт». К числу факторов, неблагоприятно влияющих на осуществление процесса бурения с депрессией на продуктивный пласт, следует отнести: - наличие пластовых зон высокого давления, осложняющих контроль за скважиной; - существенные перепады давления в скважине, возникающие при наращивании инструмента, при использовании телеметрических каротажных систем с гидравлическим каналом связи при выполнении спуско-подъёмных операций, при вскрытии локальных истощенных пластовых зон; - недостаточная изученность начального пластового давления; - наличие многопластовых зон с различным пластовым давлением; - близко расположенные водоносные пласты высокого давления, в том числе, артезианские; - наличие сероводорода.
К факторам, при которых применение технологии бурения при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» невозможно и неэффективно относятся [93-97]: - наличие слабосцементированных пород, склонных к обрушению; - трещиноватые крутопадающие пласты; - мощные угольные пласты; - молодые массивы сланца, спрессованного горным давлением; - твёрдый тонкий пласт соли.
В условиях Пермского Прикамья объектами для вскрытия при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» являются нефтяные пласты с пластовыми давлениями ниже гидростатического, равном гидростатическому или превышающим его не более 0,5МПа, в частности, отложения сакмарского и артинского ярусов пермской системы, каширского горизонта, башкирского яруса, окско-серпуховского надгоризонтов, бобриковского горизонта каменноугольной системы и турнейского яруса девонской системы.
Пласты этих горизонтов полностью удовлетворяют требованиям, предъявляемым к объектам для вскрытия на депрессии.
Отложения верейского, живетского и пашийского горизонтов также могут вскрываться на депрессии на тех месторождениях и площадях, где они сложены устойчивыми породами.
Оценка показателей, полученных при приёмочных испытаниях технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт»
Устройство и работа передвижной сепарационной установки Установка состоит из следующего оборудования: сепаратора нефтегазошламового; насосного агрегата; факельной установки; вспомогательного оборудования, предназначенного для эксплуатации оборудования: насоса для периодической очистки резервуара нефтешламового сепаратора; установки для подогрева сепаратора в зимнее время; комплекта контрольно-измерительной аппаратуры; средств для монтажа и перевозки оборудования.
Все агрегаты установки располагаются на специально оборудованной площадке и находятся на ней все время эксплуатации.
Процесс работы установки заключается в следующем. Нефтегазошламовая смесь по трубопроводу поступает из скважины в гидроциклон сепаратора, в котором происходит её разделение на твердую, жидкую и газообразную фракции. Газ собирается в верхней части сепаратора, нефть через перегородки заполняет все отсеки резервуара, а твердый осадок выпадает на дно отстоечного отсека.
В процессе бурения происходит постепенное заполнение сепаратора нефтью, которая в дальнейшем используется для нагнетания в скважину.
Газ, собираемый в верхней части резервуара, по трубопроводам через редукционный клапан подается на факельную установку, где и происходит его постепенное и полное сжигание. Постоянное сжигание газа в факельной установке обеспечивается системой искрового электророзжига.
Давление газа в системе поддерживается редукционным клапаном, установленным на подающем трубопроводе. Поддержание рабочего давления в сепараторе обеспечивается предохранительным клапаном, установленным на сепараторе. При превышении давления, определенного установкой пружины клапана, часть газонефтяной смеси сбрасывается по трубопроводу в технологический резервуар.
Очищенная нефть подпорным насосом подается к буровым насосам, насыщается азотом и закачивается в скважину. При превышении количества поступившей нефти в сепаратор над количеством откачанной насосами, происходит постепенное заполнение резервуара сепаратора, а по достижении максимально возможного уровня автоматически включается второй насос - происходит откачка избыточной нефти в технологический резервуар.
Твердый осадок, отделяемый в гидроциклоне, осаждается в отстоечном отсеке и периодически удаляется из резервуара через люки, предусмотренные для этой цели в нижней части резервуара. Очистка резервуара от твердого осадка производится следующим образом. Перед очисткой перекрывается подача нефтегазошламовой смеси в гидроциклон сепаратора, очищенная нефть расходуется на потребление или перекачивается в технологический резервуар. Открывается верхний люк и пропаривают резервуар с помощью передвижной парогенераторной установки (ППУ). Пропарка осуществляется до тех пор пока концентрация паров нефти и газа не будет превышать 5% нижнего предела распространения пламени - нижнего предела воспламенения. После этого через верхний люк вспомогательным насосом (перистальтическим НП-50) откачивают остатки нефти в специальную емкость. Далее открывают нижние люки и удаляют твердый осадок. При удалении осадка вручную рабочие находятся снаружи емкости.
Очистка резервуара производится при заполнении отстоечного отсека шламом (контроль производится пробой нефти - в зоне отстоечного отсека для чего на разной высоте расположены пробки, выкручивая поочерёдно пробки, начиная с нижней, определяют уровень нефти и содержания шлама в отстоечном отсеке) эту операцию также производят перед перевозкой ПСУ на новое месторождение.
После удаления осадка все люки закрывают, арматуру приводят в рабочее положение (нормально открытая или нормально закрытая), установку подготавливают к работе.
Сепаратор нефтегазошламовый представляет собой горизонтальную емкость с внутренним диаметром 2600 мм и длиной цилиндрической части 8500 мм. На верхней образующей резервуара установлен гидроциклон, представляющий собой цилиндрический аппарат диаметром 500 мм с тангенциальным вводом продукта и внутренними коническими перегородками, отклоняющими нефть и шлам к стенкам. В верхней части гидроциклона предусмотрена муфта -воздушник.
На некотором удалении от гидроциклона внутри резервуара установлена перегородка, разделяющая емкость на отстоечныи и основной отсеки. Наличие перегородки позволяет получить дополнительный отстой нефти и плавный перелив ее из отстоечного отсека в основной. В нижней части основного отсека, для периодического подогрева нефти в холодное время, смонтирован змеевик, в который подается пар или горячая вода обеспечивая таким образом требуемую текучесть нефти. Кроме этого, внизу резервуара расположены штуцеры для подсоединения насосного агрегата, штуцер для спуска нефти из отстоечного отсека и люки для выгрузки шлама.
В верхней части резервуара расположены: - смотровой люк; - штуцеры для установки уровнемеров; - штуцер для манометра; - штуцер для сигнализатора уровня РОС-101; - патрубок электрозадвижки для слива нефти при аварийном переполнении; - патрубок для подсоединения трубопровода сброса газа на свечу; - патрубок для ручной промывки емкости; - патрубок для промывки емкости насосом; - патрубок для предохранительного клапана. Для обслуживания приборов и арматуры снаружи резервуара установлены рабочие площадки с ограждением и лестницей для прохода персонала. Ограждения и лестницы выполнены съемными и при переезде установки с места на место демонтируются.
Для перевозки сепаратора на незначительные расстояния используется опорная рама - сани: сварная конструкция из труб, на которой резервуар закреплен восемью болтами МЗО. На этой же раме сепаратор установлен и во время работы. Перевозка сепаратора на большие расстояния осуществляется на специальном трейлере. Сани при этом перевозятся отдельно.
