Содержание к диссертации
Введение
1. Геологические условия залегания и проблемы вскрытия продуктивных коллекторов 8
1.1. Геологические условия залегания и свойства коллекторов нефти и газа 8
1.2. Технология первичного вскрытия продуктивных коллекторов 24
1.3. Оценка состояния качества вскрытия продуктивных пластов и предпосылки разработки новых технологий, обеспечивающих сохранность ФЕС коллекторов 29
Выводы по разделу 1 42
2. Анализ теоретических и экспериментальных исследований в области решения проблемы сохранения фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов 43
2.1. Процессы, происходящие в скважине, оказывающие влияние на снижение фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов 43
2.2. Теоретические основы разработки рецептур промывочных жидкостей с содержанием солей формиатов и возможностью формирования малопроницаемых фильтрационных корок 55
2.2.1. Обоснование выбора в качестве полимерной основы реагентов полисахаридов 65
2.2.2. Обоснование применения, в качестве электоролита, соли формиата натрия 72
2.2.3. Обоснование выбора реагентов регуляторов свойств фильтрационных корок 77
2.3. Обоснование методики проведения экспериментальных исследований 82
3. Результаты исследования влияния безглинистых минерализованных растворов на фес коллекторов 86
3.1. Результаты исследований по обоснованию рецептур буровых растворов 86
3.2. Результаты исследований по воздействию минерализованных растворов на ФЕС коллекторов 105
3.3. Технология приготовления и применения минерализованных растворов с использованием солей формиатови полисахаридов 109
Выводы по разделу 3 119
4. Конструкторские разработки специальных технических средств, способствующие сохранению фес коллекторов 120
4.1. Обоснование совершенствования компоновок бурильных колонн (КБК) в целях повышения эффектовности очистки ствола скважины и сохранности фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов 120
4.2.Технические средства КБК, способствующие повышению эффективности очистки ствола скважины и сохранению ФЕС коллекторов при первичном вскрытии 124
5. Технология приготовления и применения специальных жидкостей, обеспечивающая сохранность фес коллекторов 131
5.1. Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения скважин 131
5.2. Результаты опытно-промышленного внедрения 133
5.3. Экономическая эффективность от внедрения предлагаемых растворов 138
Основные выводы и рекомендации 146
Список использованных источников 147
- Оценка состояния качества вскрытия продуктивных пластов и предпосылки разработки новых технологий, обеспечивающих сохранность ФЕС коллекторов
- Обоснование применения, в качестве электоролита, соли формиата натрия
- Обоснование совершенствования компоновок бурильных колонн (КБК) в целях повышения эффектовности очистки ствола скважины и сохранности фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов
- Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы
Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России
связаны с Западно-Сибирским нефтегазовым регионом. Эффективная эксплуатация залежей нефти и газа, нефтеотдача пластов, обусловлена не только технологией добычи, но и состоянием коллектора, сформировавшимся при первичном вскрытии продуктивного пласта.
В настоящее время большинство открытых залежей крупных месторождений севера Тюменской области находятся в завершающей стадии эксплуатации и характеризуются снижением пластовых давлений, увеличением стоимости добычи тонны условного топлива. Введение в разработку и эксплуатацию группы малых и достаточно крупных площадей и месторождений (Харвутинской площади ЯГКМ, Песцового, Южно-Русского, Заполярного и др.) вызваны жизненной необходимостью. Строительство скважин на таких площадях сопряжено с рядом проблем, которые ранее не встречались. Например, высокое поровое давление в кровле сеномана (ярус турон) выше, чем в подошве сеномана, не позволяет вскрывать продуктивный коллектор на буровом растворе, обеспечивающем минимально допустимую репрессию. Для предотвращения потери устойчивости стенки скважины плотность раствора увеличивают с 1100 кг/м3 до 1300 кг/м3. Фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) коллектора при этом резко снижаются. Изменение конструкции скважины не решает этой проблемы, так как скважины при вскрытии продуктивного пласта меньшим диаметром менее совершенны. Решение проблемы является применение безглинистых минерализованных буровых растворов, обеспечивающих устойчивость стенок скважин и не снижающих проницаемость коллекторов.
Цель работы
Разработка и внедрение утяжелённых буровых растворов с малым
содержанием твёрдой фазы и низкими показателями фильтратоотдачи для сохранения продуктивности пластов-коллекторов с аномальными давлениями.
Основные задачи исследований
Анализ существующей технологии вскрытия продуктивных коллекторов с аномальными давлениями.
Выявление зависимости сохранности коллекторских свойств пластов от продолжительности их вскрытия, величины репрессии и депрессии на пласт, фильтрационных и реологических свойств промывочных жидкостей, технологии их вскрытия, методов освоения.
Теоретическое объяснение процессов снижения фильтратоотдачи в пласт.
Обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентного состава, для вскрытия продуктивных горизонтов газовых месторождений севера Тюменской области.
Исследования процессов фильтрации и определение компонентов бурового раствора.
Разработка элементов оснастки бурильных колонн, обеспечивающих снижение гидродинамических сопротивлений в циркуляционной системе.
Разработка технологии первичного вскрытия коллекторов нефти и газа, приготовления и применения безглинистых минерализованных буровых растворов.
Опытно-промышленное внедрение результатов экспериментальных и теоретических исследований.
Научная новизна выполненной работы
1. Обоснованы и экспериментально исследованы составы безглинистых минерализованных буровых растворов, на водной основе с сочетанием концентраций солей формиата натрия, кислоторастворимого
наполнителя или без такого и полисахаридов, обеспечивающие сохранность ФЕС коллекторов нефти и газа.
2. Из разработанных составов буровых растворов приготовлены
технологические жидкости глушения и перфорационные жидкости для
вскрытия пластов коллекторов валанжинских, ачимовских и юрских
отложений.
3. Разработаны и теоретически обосновано применение элементов
оснастки бурильных колонн (центраторов-турбулизаторов, амортизатора),
позволяющих снизить негативное влияние гидродинамических нагрузок на
вскрытые продуктивные пласты.
Практическая ценность и реализация работы
1. Разработана рецептура промывочной жидкости, для вскрытия пород-
коллекторов, состоящей из полисахаридов, таких как Fito-PK, КМК и других,
сохраняющие свои свойства при высокой степени минерализации солями
формиата натрия - основы для создания раствора повышенной плотности без
твёрдой фазы и стабилизатора свойств полисахаридов.
Испытаны составы безглинистых минерализованных растворов, утяжелённых кислоторастворимым наполнителем мраморной крошкой), позволяющие обеспечивать сохранность естественных ФЕС коллекторов посредством создания низкопроницаемой фильтрационной корки.
Усовершенствована технология приготовления и применения безглинистых минерализованных растворов.
4. Внедрение технологии первичного вскрытия, на предприятии ОАО
«Газпром», ООО «Бургаз» филиала «Тюменбургаз», осуществлено на 12
скважинах. Получен экономический эффект в размере 5,7 млн. рублей.
Апробация работы
Результаты диссертационной работы докладывались на: ежегодных заседаниях и семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2001-2005); на 13 традиционной конференции молодых учёных и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2004); на конференции победителей конкурса молодёжных разработок «ТЭК-2003», проводимой НС «Интеграция» и Минэнерго РФ (Москва, 2004); конференции молодых учёных и специалистов «Северэкспотех» (Ухта, 2003); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала» (Ямбург, 2004); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных и специалистов газовой отрасли в ООО «Уренгойгазпром» (Новый Уренгой, 2004); на III и IV Международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2004-2005); Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Региональная научно — практическая конференция (Тюмень, 2005) и др.
Оценка состояния качества вскрытия продуктивных пластов и предпосылки разработки новых технологий, обеспечивающих сохранность ФЕС коллекторов
Оценку состояния качества вскрытия продуктивных пластов, приведём по результатам анализа гидродинамических исследований тридцати сеноманских скважин Харвутинской и Анерьяхинской площадей Ямбургского месторождения в таблице 1.2. В качестве показателя сравнения приняты коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b [2]. Коэффициент фильтрационного сопротивления а в большей степени характеризует свойства пористой среды (которые могут быть изменены вследствии загрязнения коллектора), насыщающих её жидкостей и газов, а также радиуса дренирования, b в большей степени характеризует совершенство забоя скважины. Чем ниже а и Ь, тем выше потенциальный дебит скважины. Очевидно, что наиболее совершенны скважины с использованием фильтра ФС - 168, но в следствии ряда технологических причин ФЕС ухудшаются в большей степени, чем при бурении по конструкции с использованием фильтра ФС — 114. Наиболее несовершенны, на данном месторождении оказались скважины с конструкцией, где продуктивный пласт полностью перекрывается эксплуатационной колонной, которая затем перфорируется.
Таким образом, явно существует необходимость совершенствования технологии первичного вскрытия бурением продуктивного пласта с использованием конструкции забоя с ФС—168. Основные изменения ФЕС пласта происходят в первые 5 суток, после его вскрытия именно в это время происходят необратимые изменения, которые негативно влияют на продуктивность скважины, поэтому временной фактор имеет большое значение.
Оценкой качества вскрытия являлось также сравнение зависимости отношения продуктивностей от радиуса проникновения фильтрата в пласт для газонасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов.
Для валанжинских залежей снижение продуктивности составляет от 10 до 50 %, при этом значительное влияние оказывает продолжительность ожидания освоения. Время на очистку ПЗП в 3 - 10 раз превышает проектное таблица 1.3. Чем меньше пробивная способность перфоратора, тем ещё более значительно время на очистку ПЗП. Это связано с полной блокадой зоны проникновения. Для осуществления гидродинамической связи пласт-скважина необходимо использовать мощные перфораторы, применение которых возможно при репрессии в среде перфорационной жидкости, что дополнительно может снизить фильтрационные свойства коллектора.
Для отложений ачимовской толщи, коллекторы которой характеризуются низкими ФЕС, проблема негативного влияния буровых утяжеленных растворов и их фильтратов особенно актуальна таблица 1.4. Так, например, только после ГРП в скважине № Р-291 УГКМ, получен приток нефти до 47 м3 /сут. В скважине № 6801 (пласт БУ-8) дебит нефти увеличился с 1 м /сут до 36 м /сут. В скважине № П-186 (Ачі_2) Ямбургского НГКМ по керну средняя фазовая проницаемость составила 4,2 мкм , а по ГДИ - 0,35 мкм . Эти данные указывают на снижение Кпр в результате влияния буровых растворов и технологии первичного вскрытия.
Также можно привести еще несколько примеров: - в результате испытания 2 объекта скв. № П-103 Северо-Самбургского месторождения, интервал 3978,6-3988 м, Ач3, перфорация зарядами ПК-105С, плотность 10 отв./п.м, был получен слабый приток (Q=0,60 м3/сут.) слаборазгазированной тех. воды с пленкой нефти. При повторной перфорации
этого интервала (ПРК-42С, плотность 12 отв./п.м) совместно с интервалами 3992-3994 м и 3999-4007 м в процессе испытания был получен фонтан водно нефтяной смеси Q=29,2 м /сут (QH=10,8 М /сут, QB=18,4 М /сут). При проведении ГИС (приток-состав) выяснилось, что интервал 3978,6-3988 м работает нефтью, а интервалы 3992-3994 м и 3999-4007 м - пластовой водой. Необходимо отметить, что Кнг, определенные по ГИС, для всех интервалов и Кво (по керну) составили, соответственно:
- испытание 1-го объекта скв. № П-184 Ямбургского месторождения, пласт Ач4 (интервал 3754-3790 м) по керну характеризовался следующими параметрами: Кп=13 %, Кпр=0,06 мкм т.е. относился к 4 классу коллекторов. По данным ОПН-ГДК все точки, исследованные в этом пласте, оказались бесприточными или слабоприточными. После проведения гидроабразивной перфорации в интервалах 3790-3786 м, 3772-3771 м, 3768-3766 м, 3763-3762 м и перфорации зарядами ПР-43 в интервале 3751-3760 м, ПКС-80 в интервалах 3754-3761 м и 3768-3786 м был получен фонтан нефти Q=16 м3/сут.;
- в скв. № П-186 Ямбургского месторождения при испытании 2-го объекта в интервале 3830-3864 м, Ач4 после перфорации зарядами ПКТ-89Н, плотностью 20 отв./п.м притока практически получено не было (QH=30-40 л/сут). С целью интенсификации была проведена повторная перфорация (заряды ПКО-89С, 20 отв./п.м) с последующим ГРП. В результате получен приток нефти QH=7,2 м /сут.
Обоснование применения, в качестве электоролита, соли формиата натрия
Значительная глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода к его вскрытию. Для предотвращения набухания глинистых пород наиболее часто используются ингибированные буровые растворы, т.е. растворы с добавками чаще всего минеральных солей (хлористого калия, алюмокалиевых квасцов, хлористого кальция, извести и т.п.) [9, 63, 64].
Наиболее эффективные с точки зрения ингибирования глин растворы, содержащие до 5 % КС1, требуют в свою очередь специальной обработки полимерами, приведению к минимуму глинисто-коллоидной компоненты в них для регулирования и оптимизации фильтрационных и реологических характеристик [9, 65].
Создание ингибирующих растворов возможно на основе минеральных солей и полимеров. Наиболее эффективным является применение соединений (КС1, КОН, фосфаты калия), являющихся поставщиками ионов калия [66, 67], которые замедляют расширение набухающих глин и сланцев. Высокий уровень содержания таких химических соединений во многих буровых растворах такого типа так же активизирует флокуляцию глин за счет сжатия двойного электрического слоя. Это позволяет ограничивать диспергирование сланцев. Одной из задач в области заканчивания скважин является создание рецептур буровых растворов, обеспечивающих максимальную сохранность коллекторских свойств продуктивных пластов, и перфорационных жидкостей, не загрязняющих пласт при вторичном вскрытии и освоении скважин. В последнее время при заканчивании скважин широкое применение получили водные рассолы неорганических электролитов. Состав этих растворов подбирается для создания необходимого забойного давления, обеспечения ингибирующего воздействия на гидратирующие составляющие продуктивных отложений и предупреждения конденсации солей внутри порового пространства. Ионы водорастворимых солей, адсорбируясь на поверхности порового пространства, формируют пограничный слой и тем самым изменяют гидравлический радиус фильтрующих каналов. Однако характер воздействия различных ионов на проницаемость пород не изучен. В связи с этим оптимальные составы растворов солей для заканчивания скважин не определены, что снижает эффективность их применения.
В качестве основного показателя влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость коллекторов используют коэффициент восстановления проницаемости р (2.1) Р = к2/кь (2.1)
где Ki, Кг - соответственно проницаемость до и после воздействия на образец коллектора буровым раствором.
Этот показатель применительно к условиям двух— или трёхфазного насыщения пористого пространства соответствует относительной проницаемости кср . Как и показатель кср , коэффициент изменяется за счёт увеличения или снижения насыщенности исследуемой фазой этого пространства.
Насыщенность исследуемой фазой существенно зависит как от внешних факторов (режим фильтрации, состав подвижной фазы и др.), ф так и от коллекторских свойств породы (проницаемость, пористость, структура порового пространства и др.).
Опытным путём [3] установлено, что стабилизация показателя р при высоких градиентах давления наступает после вытеснения не менее 30 поровых объёмов для газонасыщенных коллекторов, и не менее 100 поровых объёмов для нефтенасыщенных коллекторов на первом этапе исследования, и на втором этапе стабилизация показателя р, и наступает при вытеснении не менее 5 103 поровых объёмов газа и не менее 60 поровых объёмов керосина.
По характеру влияния на процесс взаимодействия фильтратов с поровым пространством коллекторов исследованные электролиты можно разделить на две группы:
1) электролиты, снижающие фильтрационную характеристику относительно воздействия пресной водой;
2) электролиты, улучшающие фильтрационную характеристику;
3) электролиты, воздействие которых можно считать несущественным. Электролиты, входящие в первую группу, состоят в основном из ионов с положительной гидратацией, которые упрочняют структуру поверхности слоев воды. С ростом концентрации электролитов это воздействие усиливается. Особенно ярко выражен этот эффект для таких электролитов, как Na2C03, Na2S04 , Na2P04, A12(S04)3, Mg2S04 , т.е. электролитов, представленных анионами СОз2", S042" и Р042\ Показатель изменения энтропии при гидратации этих анионов положителен и имеет высокие значения, что означает их сильное структурирующее воздействие на воду.
Суммарное воздействие этих солей способствует эффективному развитию поверхностных слоев жидкости, что приводит к ухудшению фильтрующей способности поровых каналов. Выражается это в повышении относительного объёма неподвижной водной фазы и снижения коэффициента восстановления проницаемости.
Кроме названных электролитов, в первую группу входят соли карбоната калия и хлорида кальция, состоящих из анионов и катионов, воздействие которых на структуру воды противоположно.
При использовании растворов на водной основе глинистые породы разупрочняются в основном в результате увлажнения, что приводит к перестройке структуры, переупаковке частиц, разрушению пор, образовавшихся в природных условиях.
После обработки бурового раствора органическими реагентами и неорганическими солями влагоперепос можно значительно ограничить. Большие молекулы органических реагентов уменьшают подвижность некоторой части свободной воды и вместе с неорганическими электролитами образуют на стенке скважины водостойкий слой. Проникающая через этот слой вода с растворёнными в ней реагентами несколько компенсирует нарушаемое за счёт гидратации структурное сцепление частиц в породе. Путем контроля только химического состава фильтрата бурового раствора невозможно устанавливать оптимальную концентрацию органических реагентов и их соотношение с неорганическими солями. На практике установлено, что при прочих равных условиях снижение показателя фильтрации, как правило, продлевает период устойчивого состояния глинистых пород в скважине. Длительное время это явление не получило объяснения, поскольку принцип измерения показателя фильтрации не имитирует условия увлажнения глинистых пород в скважине.
На основании практических данных можно установить нижний предел концентрации органического реагента, т.е. наибольшее значение фильтрации, при котором проявление ингибирующего эффекта наиболее ощутимо.
В качестве ингибиторов набухания глинистых сланцев и стабилизаторов свойств, крахмалосодержащих реагентов добавки, эффективен раствор с содержанием формиата натрия. Данный вид соли менее токсичен, чем брома или фтора, поэтому возможно создание утяжелённого бурового раствора с высокой минерализацией и малым содержанием твёрдой фазы. Относительно невысокая стоимость полученного раствора позволит осуществить его широкое применение.
Обоснование совершенствования компоновок бурильных колонн (КБК) в целях повышения эффектовности очистки ствола скважины и сохранности фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивных пластов
Проектирование гидравлической программы промывки горизонтальной скважины, так же как и вертикальной, начинается с определения расхода бурового раствора, обеспечивающего очистку забоя скважины от шлама и его транспортирования в кольцевом пространстве.
Отечественный опыт строительства горизонтальных скважин показал некоторое отставание теоретических разработок вопросов очистки ствола таких скважин, что не позволяет объективно оценить природу таких явлений, как дюнообразование, движение шламовых дюн против направления потока бурового раствора, эффект Бойкотта (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола) и др.
Наиболее трудно транспортируемой зоной кольцевого пространства является участок ствола с зенитным углом 35 — 55 . Практически все исследователи отмечают здесь замедление потока бурового раствора. При угле 10 частицы начинают оседать по направлению к забою под действием силы тяжести. В интервале угла 10 - 30 начинают формироваться напластовывания шлама, который становится вязче и плотнее при повышении зенитного угла, сохраняя тенденцию к скольжению вниз к забою. Эта тенденция уменьшается до тех пор, пока наклон ствола не достигнет угла 60, затем силы трения становятся причиной остановки шлама. Процесс выноса шлама улучшается из горизонтального участка при увеличении интенсивности турбулизации потока промывочной жидкости; из вертикального и наклонного участков (зенитный угол до 30) при ламинарном режиме течения жидкости при повышения динамического напряжения сдвига; мало зависит от режима течения на участке зенитного угла 35 — 60 . Однако верхняя и нижняя границы каждого диапазона углов наклона стволов скважин могут изменяться в результате влияния различных факторов: характеристик шлама (формы, плотности, размера частиц); свойств промывочной жидкости, например, коэффициент трения для РВО и РУО может различаться в несколько раз [81], соответственно для таких жидкостей будут различными углы скольжения шламовой подушки по нижней стенке ствола; характера поверхности ствола скважины и др.
Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки ствола скважины от шлама, при максимальном эксцентриситете и совпадении осей бурильной колонны и ствола скважины существенно различается [82, 83]. При угле наклона более 20 бурильная колонна может лежать на нижней стенке скважины, что значительно влияет на профиль скоростей потока промывочной жидкости. Следует учитывать возможное негативное влияние вихрей Куэтта - Тэйлора возникновение локальной неустойчивости в потоке промывочной жидкости после начала вращения бурильной колонны на эффективность очистки ствола [84]. И наоборот, если бурильная колонна не вращается, например, при бурении забойными двигателями с длинным отклонением, вынос ухудшается, что может потребовать повышенный расход промывочной жидкости или дополнительное количество рейсов для очистки ствола скважины. Это негативно сказывается на состоянии ФЕС вскрытого коллектора.
Известны различные технические приспособления для улучшения очистки ствола горизонтальной скважины. М.Р. Мавлютовым и другими исследователями для улучшения выноса шлама предложено устройство, обеспечивающее эксцентрическое расположение бурильной колонны со смещением вверх с помощью центратора с изменяемой геометрией. Л.Н. Шадриным предложено устанавливать проточный наддолотный шламоуловитель-диспергатор вибрационного типа, в котором вынесенные с забоя относительно крупные частицы шлама в начале пути их движения на поверхность дополнительно измельчаются до калибруемых этим устройством оптимальных размеров, резко снижаются необходимые скорости «витания» частиц. Поэтому они легко вовлекаются в восходящий поток и выносятся на поверхность при гораздо меньших расходах бурового раствора, противодавления на стенки открытого ствола скважины, рабочих давлениях на стояке. Однако использование шламоуловителя - диспергатора имеет следующие ограничения: увеличение мелко дисперсной фракции в буровом растворе, повысит его пластическую вязкость. При постоянном ДНС рост пластической вязкости может привести к снижению показателя консистентности. Уменьшится показатель несущей способности и соответственно ухудшаются условия выноса шлама на поверхность.
При проведении спуско — подъёмных операций (СПО) происходит частое и резкое увеличение гидродинамического воздействие на стенки скважины. При этом возможно многократное увеличение фильтрации бурового раствора. Это происходит за счёт того, что скорость, с которой перетекает через зазор между бурильной колонной и стенкой скважины, резко возрастает при движении бурильной колонны труб к забою. Возникает упругая гидроимульсная волна, которая распространяется до забоя скважины. К тому же при движении бурильных труб по стволу скважины, особенно в участках с большим параметром кривизны, замки, муфты и элементы компоновок бурильной колонны сдирают наработанную глинистую корку.
Предупреждение описанных негативных явлений и недопущение снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик продуктивных пластов коллекторов, невозможно без использования специальных технических средств. К таковым можно отнести центраторы (КЦЭ, ЦЦ, ЦК, ОП и др.), стабилизаторы (СТК, СУ и др.), калибраторы (КС, КЛС, КШ, РЗЛ и др.), турбулизаторы (ЦТ, ЦП и др.) конструкции сочетающие калибратор-стабилизатор, гидродинамические и гидроакустические излучатели, гидроэлеваторы, эксцентрические упругие ниппели, амортизаторы и прочие. Основные причины, снижающие эффективность применения данных технических средств является их возможно низкая износостойкость и постоянно меняющиеся условия проводки скважины, при которых применение некоторых устройств нецелесообразно. В скважинах глубиной свыше 1000 мис большим отклонением от вертикали, при бурении с использованием забойного двигателя, значительная часть утяжелённых бурильных труб (УБТ) и бурильных труб лежат на стенке скважины. В результате это приводит к увеличению вероятности прихвата бурильной колонны, долото недополучает нагрузку, что приводит к нерациональной его отработке и снижается ресурс некоторых забойных двигателей. К тому же при неполной промывке скважины образуются застойные зоны, где скапливаются частицы шлама, срезанная глинистая корка и частицы твёрдой фазы бурового раствора. Это может привести к поглощению бурового раствора, увеличению объёма фильтратоотдачи, прихвату бурильного инструмента и другим осложнениям. Приходится периодически перемещать бурильный инструмент, как в осевом, так и в радиальном направлении. Данный вид профилактики осложнений негативно сказывается на работе долота и забойного двигателя и увеличивает продолжительность бурения скважины. Разрушается глинистая корка, а при многократном движении бурильного инструмента в скважине возникают желобные выработки, что осложняет дальнейшую проводку ствола скважины.
Возникает необходимость разработки опорно — центрирующих элементов, позволяющих: не разрушать глинистую корку; турбулизировать восходящий поток промывочной жидкости (ПЖ), с целью вымыва застойных зон, подъёма шлама и снижения общего гидравлического давления на пласт; оказывать малое сопротивление движению бурильной колонны и жидкости в затрубном пространстве; обеспечивать надёжность и простоту в применении.
Технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения скважин
Большинство перфораций на скважинах пробуренных предприятием «Тюменбургаз» проводятся кумулятивными перфораторами. Перфорация и вызов притока проводится как при депрессии, так и при репрессии. Перфорация при депрессии сокращает время освоения скважины, так как после срабатывании перфораторов пласт начинает сразу проявлять себя, происходит самоочищение коллектора, в газовых скважинах практически сразу на устье скважины наблюдается рост давления. Депрессию производят или снижением уровня или заменой перфорационной жидкости пластовым флюидом, а в скважинах с АВПД минерализованным раствором.
При перфорации на репрессии особое внимание уделяется перфорационной среде. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. утверждают, что для продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимая длина перфорационных каналов должна в 1,5 раза превышать зону проникновения фильтрата бурового раствора. При перфорации на репрессии основной фактор, влияющий на проницаемость
ПЗП, является кольматация перфорационных каналов твёрдой фазой скважинной жидкости.
Глушение скважины это технологическая операция, которую необходимо производить, как во время бурения скважины, так и во время её эксплуатации при ремонте скважинного оборудования, ремонтно - изоляционных работах, случаях ухудшения сообщения по системе продуктивный пласт - поверхность по НКТ, некоторых видах геофизических работ и при снижения дебита скважины.
Глубина проникновения фильтрата жидкости глушения скважины (ЖГС) может достигать несколько десятков или даже сотен метров от скважины. Особенно тяжёлые последствия наблюдаются для низкопроницаемых, неоднородных по составу породообразующих минералов и коллекторским свойствам продуктивных горизонтов.
Регулирование свойств ЖГС на водной основе осуществляется примененнием ПАВ, полимеров и др. Для регулирования фильтрационных свойств в ЖГС вводят наполнители кольматанты, которые используются совместно с полимерами регуляторами.
Применение специальных перфорационных жидкостей и жидкостей глушения, однородных по составу с промывочными жидкостями, которые применялись при первичном вскрытии, позволит снизить негативное влияние на ФЕС продуктивных коллекторов.
Безглинистый минерализованный раствор с содержанием формиата натрия следует использовать и в качестве жидкости глушения скважины, при этом восполнение массы удалённой твёрдой фазы можно достичь увеличением концентрации растворённого формиата натрия или добавлением хлорида кальция, бромида кальция с бромидом цинка с плотностью до 2200 кг/мл. Технология приготовления и применения данной жидкости, подобна технологии приготовления и применения безглинистого минерализованного раствора с содержанием формиата натрия для первичного вскрытия продуктивных коллекторов. Применение безглинистого минерализованного раствора, очищенного от твёрдой фазы, в качестве перфорационной жидкости и жидкости глушения даёт преимущества по времени приготовления, так как очистку от твёрдой фазы можно произвести на буровой с помощью центрифуги или гидроциклонов, а для тонкой очистки применяются специальные сетчатые фильтры. Твёрдую фазу раствора, в качестве наполнителя применялся карбонат кальция, можно повторно использовать при приготовлении бурового раствора. Во время приготовление нового раствора, в нём остаются взвешенные частицы не растворившегося полисахарида и других добавок, что продляет процесс очистки, забивает сетчатые фильтры.
Как было выше сказано, предлагаемый состав является хорошей жидкостью глушения (ЖГ) для низкопроницаемых коллекторов. Для высокопроницаемых коллекторов целесообразно оставить в составе карбонат кальция (мел) или заменить на карбонат железа (сидерит), что в случае образования широких, глубоких и вертикальных трещин при перфорации, не допустит глубокого проникновения ЖГ в коллектор, а так же не допустит сообщения с выше или нижележащими водонасыщенными пластами. Данные наполнители являются кислоторастворимыми и при целевой обработке пласта удаляются полностью.
Похожие диссертации на Разработка технологии и технических средств для вскрытия пород коллекторов с аномальными пластовыми давлениями
