Заканчивания скважин и влияния их на
Загрязнение коллекторов различной проницаемости
| Буровой раствор | Начальная | Дисперсия, | Конечная | Восстанов- | |
| Состав | Свойства | проницаемость керна, мкм2 | атм. | проницаемость, мкм2 | ление проницаемости, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. Рагипол | r=1,0 г/см3 | 375,2 | 2,00 | 343 | 91,5 |
| Гидрогель | hпл.=56 мПас | ||||
| ОЭЦ-Ф | t0=429 дПа | ||||
| 3% КСl | СНС1/10= | ||||
| 10 % СаСО3 | 9/12 дПа | ||||
| 1 %ПКД-515 | Ф=2 см3 | ||||
| рН=10 | |||||
| 2. 2,5% ПС-2 | r=1,0 7г/см3 | 3,2 | 3,34 | 3.2 | 100 |
| 3 % КСl | hпл.=49 мПас | ||||
| 10% CаСО3 | t0=112 дПа | ||||
| СНС1/10= | |||||
| 1/2 дПа | |||||
| Ф=5,0 см3 | |||||
| рН=8,5 | |||||
| 3. 3% КРС-2 | r=1,20 г/см3 | 784 | 3,72 | 784 | 100 |
| 26 % NaCl | hпл.=54 мПас | ||||
| t0=312 дПа | |||||
| СНС1/10= | |||||
| 1/2 дПа | |||||
| Ф=8,0 см3 | |||||
| рН=10 | |||||
Продолжение таблицы 5.8
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4. 6% бенто- | r=1,05 г/см3 | 273 | 8,00 | 259,4 | 95 |
| нита | hпл.=27 мПас | ||||
| 1% ПС | t0=112 дПа | ||||
| 0,1% НТФ | СНС1/10= | ||||
| 0,5% ПКД- | 18/21 дПа | ||||
| 0515 | Ф=8,0 см3 | ||||
| рН=8,1 | |||||
| 5. Рагипол | r=2,18 г/см3 | 283 | 4,00 | 252 | 89 |
| Гидрогель | УВ=58 с | ||||
| ОЭЦ-Ф | hпл.=120 мПас | ||||
| 3% КСl | t0=405 дПа | ||||
| 10% CaCO3 | СНС1/10= | ||||
| 1% ПКД-515 | 9/12 дПа | ||||
| 280% барит | Ф=3,0 см3 | ||||
| рН=10,8 | |||||
| 6. IDF | r=1,01 г/см3 | 428 | 2,00 | 413,6 | 96,6 |
| 0,5%-IDVIS (биополимер) | hпл.= 18 мПас | ||||
| 0,5% IDEFLR | t0=102 дПа | ||||
| (РАС) | СНС1/10= | ||||
| 1,0%-IDFLO | 15/21 дПа | ||||
| (мод.крах-мал) | Ф=3,0 см3 | ||||
| 1,0% -NaCl | К=0,01 мм | ||||
| рН=8,0 | |||||
| s=34 мН/м |
С использованием полученных функциональных зависимостей нами впервые разработана методика, алгоритм и компьютерная программа оценки существующего и ожидаемого качества вскрытия, а также проектирования свойств буровых растворов и спецжидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.
Программа основана на методе прогнозирования гидродинамической подвижности углеводородов и степени гидродинамического совершенства скважин в зависимости от петрофизических свойств коллектора, параметров бурового раствора и технологии заканчивания скважины.
Ключевыми моментами программы являются :
1) Определение требуемого уровня ингибирования исходя из баланса сил энергии гидратации и горного давления;
2) Аналитическое определение эффективного гидродинамического радиуса в загрязненной зоне пласта с учетом его пористости, проницаемости, глинистости и увлажняющих свойств технологических жидкостей;
Аналитическая зависимость коэффициента восстановления проницаемости -Р от петрофизических свойств пласта (Кп, Кпр, Гл.), физико-химических свойств жидкостей (По, q, s, ФВТВД) и технологических факторов (Д, Р, Т).
Программа может широко использоваться проектными, научно-исследовательскими и буровыми организациями нефтегазовой отрасли на стадии проектирования и управления свойствами буровых растворов и технологических жидкостей в процессе проведения работ.
Она позволяет выбирать оптимальные технологические решения, исходя из условия обеспечения качественного вскрытия продуктивного пласта.
Кроме того разработана и апробирована в промышленных условиях технология вскрытия продуктивных пластов.
Технология решает следующие задачи:
1) снижение степени кольматации пористой среды мелкодисперсными частицами твердой фазы;
2) предотвращение или уменьшение глубины проникновения фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта;
3) снижение отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость пористой среды;
4) предотвращение гидратации, набухания и диспергирования глинистых пород, содержащихся в продуктивном пласте.
При этом реально достигаемые значения ОП, как минимум, в 1,5-3,0 раза выше значений, достигаемых при существующей технологии (таблица 5.9).
Таблица 5.9.
Реально достигаемые значения ОП с использованием новой технологии
| Характеристика коллекторов | Проницаемость, мкм2 | ОП по существующей технологии* | Реально достигаемые значения ОП при реализации новой технологии вскрытия НПО" Бурение" |
| Низкопроницаемые | до 0,01 | 0,25-0,45 | 0,75-0,85 |
| Среднспроницаемые | 0,01-0,10 | 0,54-0,60 | 0,90-0,95 |
| Высокопроницаемые | >0,10 | 0,69-0,75 | 0,95-0,98 |
* В зависимости от изменения глинистости коллектора от 10 %
до 0.
Имеющийся промысловый опыт позволяет гарантировать при использовании технологии вскрытия продуктивных пластов, разработанной ОАО "НПО Бурение", повышение продуктивности заканчиваемых скважин в 1,8 - 3 раза (таблицы 5. 10. и 5. 11.).
Таблица 5.10.
Характеристика продуктивности базовых
И опытных скважин Северо-Тарасовского
Месторождения
| Скважины ( куст № 2 ) | |||
| Показатели | База | Опытная | |
| № 31 | № 25 | № 15 | |
| 1. Мощность пласта АВ-10-11,м | 4,0 | 2,6 | 3,0 |
| 2. Время до начала освоения, сут. | 22,0 | 10,0 | 8,0 |
| 3. освоение | смена на вводу- смена на нефть-запуск | ||
| 4. Штуцер, мм | 5,0 | 6,0 | 6,0 |
| 5. Дебит, т/сут. | 25,4 | 26,2 | 51,7 |
| 6. Удельный дебит,т/сут.ммм2 | 0,32 | 0,36 | 0,61 |
| 7. Обработка раствора | неонол-2,5 м3 КМЦ-0,6 т | неонол-2,5 м3 КМЦ-0,5 т | ПКД-515-1,5 м3 КМЦ-0,5 т Фосфонат Са-0,1т |
| 8. Свойства раствора | r=1,04-1,05 г/см3 Ф=5 см3 | r=1,05-1,06 г/см3 Ф=5,5 см3 | r=1,04-1,05 г/см3 Ф=5,5 см3 s=23 мН/м q=82 град. |
Таблица 5.11.
Эффективность использования технологии вскрытия продуктивных пластов
| Регион | Площадь | Скважина | Коэффициент повышения продуктивности скв.(увеличение уд-дебита) |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.Шельф Печерского моря | Приразломная | N3 | 1,92 |
| 2.Остров Колгуев | Песчаноозерская | N311 | 2,00 |
| 3.Западная Сибирь | Харампурская | 163 куст б9а | 1,73 |
Продолжение таблицы 5.11
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 4.Западная Сибирь | Ю-Харампурская | 789 куст 10 | 2,00 |
| 5.Западная Сибирь | Северо-Тарасовская | 15 куст 2 | 2,20 |
| 6.Западная Сибирь | Восточно-Еловая | 64 куст 612 | 3,20 |
| 7. Западная Сибирь | Восточно-Еловая | 601 куст 612 | 2,40 |
| 8. Западная Сибирь | Ловинская | 8162 куст 207 | 2,43 |
Таким образом, выбор режимных параметров технологии первичного вскрытия пластов состоит в последовательном определении:
- требуемого уровня ингибирования (По) бурового раствора, исходя из величины горного давления;
- требуемой величины фильтрации (Ф20), в том числе в забойных условиях (Фвтвд) для обеспечения нужного значения По;
- установившейся скорости фильтрации бурового раствора по величине его высокотемпературной фильтрации (Фвтвд);
- глубины проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт с учетом его пористости;
эффективного гидродинамического радиуса поровых каналов продуктивного пласта, исходя из его пористости, проницаемости и глинистости;
- максимально допустимой величины депрессии (DР), исходя из прочности пород коллектора, обсадной колонны и давления насыщения нефти газом;
- градиента давления на границе зоны проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт;
- требуемого коэффициента восстановления проницаемости (b) для достижения желаемого значения ОП;
требуемого значения поверхностно-активных (s) и нефтесмачивающих (q) свойств бурового раствора, обеспечивающих достижение необходимой величины коэффициента восстановления проницаемости (b).
Выходными параметрами технологии первичного вскрытия продуктивного пласта являются По, Фвтвд, s,q , DР, Т - время контакта бурового раствора с пластом
Значение ОП можно повысить изменяя поверхностно-активные и нефтесма-чивающие свойства фильтрата, величину фильтрации и уровень ингибирования бурового раствора или применяя технологию, ограничивающую время контакта бурового раствора с пластом.
5.2. Выбор режима промывки при вскрытии продуктивных
пластов
Величина репрессии, создаваемой на пласт, резко изменяется в процессе технологических операций, проводимых в скважине. Регулирование репрессии на пласт можно осуществлять как правильным выбором плотности и реологических свойств бурового раствора, так и интенсивностью проведения технологических операций в скважине (производительностью буровых насосов, скоростью СПО и т. д. ).
Плотность бурового раствора следует выбирать исходя из условий превышения гидростатического давления в скважине над пластовым (поровым) давлением в соответствии с “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” и рассчитывается по формуле:
r=1000Ка( 1+ Кб) ( 3 )
где r - плотность бурового раствора, кг/м3
Ка - коэффициент аномальности пластового давления
Кб - коэффициент безопасности
0,1 при Н < 1200 м
Кб= 0,05 при 1200 < Н< 2500 м
0,04 при Н > 2500 м
Репрессия, создаваемая на пласт в процессе бурения или промывки скважины определяется по формуле:
( 4 )
где L - длина компоновки труб, м
Скорость спуска колонны (Vсп.) должна быть максимально возможной для данной компоновки труб и применяемого наземного оборудования, но не допускающей возникновения дополнительных гидродинамических давлений в скважине больше, чем при промывке скважины, т. е. DРсп. £ DРпл.
Она определяется по формуле:
( 5 )
где “а” и “в” коэффициенты, определяемые по таблице 5.12.
Таблица 5.12.
| Дт/Дс | 0,30 | 0,40 | 0,50 | 0,55 | 0,60 | 0,65 | 0,70 | 0,75 | 0,80 |
| а | 1,24 | 2,25 | 4,28 | 6.16 | 9,13 | 14,17 | 23,30 | 41,65 | 83,97 |
| в | 1,83 | 2,17 | 2,61 | 2,91 | 3,27 | 3,74 | 4,37 | 5,25 | 6,56 |
Величину гидродинамических давлений, возникающих в скважине при спуске труб следует определять по формуле:
( 6 )
К числу дополнительных мероприятий, которые рекомендуется применять с целью уменьшения гидродинамических давлений в скважине при вскрытии, следует отнести:
- выбор компоновки бурильного инструмента и колонны, обеспечивающий максимально возможную площадь кольцевого сечения скважины;
- регулирование структурно-механических свойств бурового раствора путем уменьшения величин t0 и hпл.;
- расхаживание и вращение бурильной колонны перед пуском бурового насоса;
- плавное восстановление циркуляции бурового раствора в скважине;
- проведение промежуточных промывок при спуске инструмента;
- бурение роторным способом.
-
5.3.Новые системы полимерных буровых растворов для бурения и заканчивания скважин, в том числе горизонтальных
На современном этапе развития нефтегазодобывающей отрасли первостепенное значение приобретают задачи:
- снижение удельных капитальных вложений на создание нефтегазодобывающих мощностей;
- повышение продуктивности скважин.
Это потребовало реализации новой технической политики в области строительства скважин.
Важнейшими направлениями этой технической политики являются:
- обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов и повышение продуктивности скважин;
- широкое внедрение горизонтального бурения;
- охрана окружающей среды при освоении новых месторождений в экологически уязвимых районах.
Эти задачи выдвигают свои требования к буровым растворам.
1. Обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов обусловливает необходимость использования специальных растворов, обладающих:
- ограниченной скоростью фильтрации;
- сильным ингибирующим действием;
- способностью обеспечивать хорошую нефтесмачиваемость пород коллектора;
- низким межфазным натяжением на границе с углеводородами;
- свойствами, исключающими образование водо и кислотонерастворимых осадков при взаимодействии фильтрата с пластовыми жидкостями и породами или вследствие изменения термодинамических условий.
2. Качественное и эффективное строительство ГС также обуславливает необходимость использования специальных растворов, обеспечивающих:
- высокую выносящую ( или транспортирующую) способность;
- высокую удерживающую способность;
- длительную устойчивость горных пород;
- исключение прихватов и создание необходимой нагрузки на долото;
- сохранение потенциальных добывных возможностей продуктивного пласта без вторичного вскрытия.
Несмотря на то. что стоимость бурового раствора составляет около 8 %, а в Западной Сибири 1,5-2 % общей стоимости строительства скважины, он может существенно повлиять на общее время бурения, стоимость скважины и ее продуктивность.
Вследствие этого основой снижения издержек на строительство скважин за счет правильного выбора бурового раствора является, в основном, не применение компонентов низкой стоимости, а применение таких растворов, которые бы обеспечили безаварийную, быструю и качественную проводку ствола и последующую эксплуатацию скважин с высокой продуктивностью.
Вследствие заинтересованности многих предприятий в хорошем качестве заканчивания скважин, а также больших объемах бурения горизонтальных скважин и вторых стволов из ранее пробуренных, наибольшими перспективами обладают два вида растворов: полигликолевые и биополимерные, а также для сложных условий РНСО.
Полигликолевые растворы - одно из приоритетных направлений в развитии буровых растворов. Основными преимуществами данной системы являются:
- смачивание металлических поверхностей гидрофобным покрытием, что предотвращает налипание разбуриваемой породы на долото и ускоряет проходку;
- обеспечение стабильности ствола скважины - предотвращает набухание и разрушение глин и глинистых сланцев;
- уменьшение крутящего момента и аксиального трения;
- сохранение продуктивных пластов- изучение кернов показывает 95-100 % восстановление проницаемости;
- безопасность применения для окружающей среды.
Применение этой системы раствора обеспечивает (см. табл.5.13. ):
· Рост механической скорости бурения в 1,5 раза;
· Сокращение времени бурения горизонтальных скважин в 2-2,5 раза;
· Снижение стоимости 1 м проходки в 1,3 раза;
· 2-х кратное повышение межремонтного периода работы винтовых двигателей;
· Увеличение удельного дебита скважины в 2 раза
Таблица 5.13.
Дата: 2019-02-02, просмотров: 307.
