Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

Таблица 7 - Сводная таблица результатов

 

 

 

 

 

 

 

   3.Специальная часть

Буровые растворы применяемы для вскрытия пластов на депрессии

3.1. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин

Согласно  классификации Э.Е. Лукьянова и  В.В. Стрельченко по степени сложности горно-геологических условий бурения, выделяются восемь групп скважин.

1. Вертикальные  эксплуатационные скважины, проводимые в не осложненных (нормальных) горно-геологических условиях.

2. Наклонно  направленные эксплуатационные  скважины, проводимые в нормальных горно-геологических условиях.

3. Вертикальные  эксплуатационные скважины, проводимые в сложных горно-геологических условиях (зоны аномально высокого пластового давления, неоднозначность выделения продуктивных объектов и др.).

4. Вертикальные  разведочные скважины.

5. Наклонно  направленные и горизонтальные эксплуатационные скважины, проводимые в сложных горно-геологических условиях.

6. Наклонно  направленные и горизонтальные  разведочные скважины.

7. Поисковые  скважины.

8. Опорные  сверхглубокие скважины.

Из приведенной  классификации следует, что строительство скважин, отнесенных к группам 3–8, ведется в осложненных горно-геологических условиях и требует применения новых методов и технологий их проводки.

Основными факторами, осложняющими процесс строительства скважин, являются: аномальность пластовых и поровых давлений; высокая трещиноватость, пористость и проницаемость горных пород; наличие карстовых зон; слабая устойчивость горных пород на стенке скважины; содержание в пластовых флюидах агрессивных компонентов и др.

В решение  многочисленных вопросов бурения и  ремонта скважин в осложненных условиях большой вклад внесли известные российские и зарубежные ученые и специалисты. Еще 30 лет назад В.А. Амиян и Н.П. Васильева в работе писали: «Особенно трудно вскрывать продуктивные пласты в

геологически осложненных условиях с аномально высокими давлениями (АВПД) и при пластовом давлении ниже гидростатического (АНПД). В первом случае из-за возможности вызвать проявление скважины утяжеляют раствор и в при забойную зону пласта (ПЗП) проникает большое количество фильтрата и утяжелителя, что значительно ухудшает фильтрационную характеристику пористой среды. Во втором случае, из-за отсутствия облегченных растворов применяют обычную промывочную жидкость, которая также в большом количестве проникает в пласт и резко снижает естественную проницаемость коллектора».

За прошедшее  после этой публикации время активно разрабатывались и внедрялись на предприятиях нефтяной и газовой промышленности пенные и аэрированные системы, облегченные эмульсионные растворы на углеводородной основе и с добавкой микросфер для вскрытия поглощающих интервалов с АНПД, утяжеленные полимерсолевые буровые растворы с малым содержанием твердой фазы или без нее для бурения и ремонта скважин в условиях АВПД, технология и специальное технологическое оборудование для вскрытия продуктивных пластов с промывкой пеной, а также при депрессии на пласт, различные методы временного блокирования продуктивных горизонтов, перфорации эксплуатационной колонны и освоения скважин. Вместе с тем, как подчеркивается в работе : «Вскрытие продуктивных пластов почти повсеместно проводят с применением промывочной жидкости, рецептура которой подбирается с целью предупреждения осложнений при проводке открытого ствола скважины без учета конкретных геологических условий месторождения, литолого-физических свойств коллектора и физико-химических характеристик насыщающих его флюидов».

«Применяемые  в настоящее время способы и режимы вызова притока и освоения законченных бурением скважин не в полной мере обеспечивают очистку ПЗП и не способствуют увеличению дебитов скважин, что связано с недостаточно обоснованным выбором величины депрессии, состава и свойств жидкости для обработки пласта, а также технологических режимов ее проведения». К основным факторам, влияющим на повышение продуктивности скважин при их строительстве, следует отнести: улучшение совершенства (качества заканчивания) скважин по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта; применение физико-химического, газогидродинамического, термодинамического и других методов воздействия на ПЗП; создание искусственной ПЗП; бурение скважин с горизонтальным окончанием одного или нескольких стволов; освоение с применением пенных систем и инертных газов. Обеспечение заданной продуктивности скважин, предусмотренной в проектах разработки месторождения или эксплуатации ПХГ, достигается реализацией либо одного из перечисленных факторов, либо нескольких, в зависимости от горно-геологических условий залегания нефтяного или газового пласта. В опубликованной литературе по вопросам заканчивания и ремонта скважин имеется обширный фактический материал, показывающий эффективность различных методов, технологий и материалов, используемых для повышения продуктивности скважин. Однако применение тех или иных методов рекомендуется в большинстве случаев после снижения первоначальной проницаемости ПЗП при бурении или ремонте скважин.

Важным  направлением повышения продуктивности скважин является решение следующих задач: получение однозначного ответа о потенциальной продуктивности разреза при поисковом и разведочном бурении; повышение продуктивности низко проницаемых коллекторов при бурении эксплуатационных скважин на стадии их заканчивания;

обеспечение проектной продуктивности скважин в процессе их эксплуатации.

В соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности основной объем бурения и ремонта скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым (наличие репрессии на пласт).

В высокопроницаемых  пластах даже сравнительно небольшая  репрессия (0,5–1,5 МПа) может вызывать интенсивные поглощения, ликвидировать  которые не всегда удается. Поэтому  проблема разработки новых и совершенствования  существующих методов предупреждения интенсивных поглощений при бурении скважин является актуальной и требует скорейшего решения. В опубликованной литературе по вопросам технологии бурения скважин в условиях поглощений содержится обширный материал, характеризующий причины их возникновения.

Поглощения  в ненарушенных поровых горных породах возникают только при их гидроразрыве (ГРП). Так, разрыв рыхлых слабосцементированных песчаников наступает при сравнительно низких репрессиях на пласт (3,5–3,8 МПа). В то же время, прочные, с пропластками глин, газоносные песчаники Карадагского ПХГ (Азербайджан), залегающие на глубине 3025–3600 м, не разрывались при их вскрытии с ре- прессией, достигающей 54,7 МПа.

Вместе  с тем, с ростом глубин разница  между градиентами давлений поглощения для трещиноватых и поровых коллекторов уменьшается и на глубинах более 4000 м практически исчезает. При АВПД пластовое давление приближается к давлению начала поглощения, что существенно осложняет процесс бурения скважин в этих условиях. Опыт бурения скважин в условиях поглощений свидетельствует о том, что полностью ликвидировать поглощения с интенсивностью 30 м3/ ч и более всеми существующими способами не удается. Разработанные способы и составы специальных жидкостей эффективны для изоляции частичных поглощений с раскрытостью поглощающих каналов не более

1,0 мм. Вместе  с тем, проблема разработки  и быстрого внедрения новой  технологии бурения скважин в  условиях интенсивных поглощений  стоит очень остро. Это диктуется  необходимостью расширения буровых  работ на ПХГ, новых и истощенных месторождениях, а также увеличением объемов разведочного бурения и повышением эффективности геологоразведочных работ.

 

3.2. Опыт бурения скважин в условиях АНПД

При вскрытии пластов бурением в условиях АНПД с промывкой глинистыми растворами и другими жидкостями из-за повышенных репрессий в большинстве случаев происходят: необратимые снижения естественной проницаемости горных пород призабойной зоны скважины (ПЗС); потери циркуляции промывочной жидкости, которые вызывают флюидопроявления из вышележащих пропластков; осложнения процесса бурения в результате поглощений, флюидопроявлений, осыпей и других видов, которые могут создать аварийные ситуации; дополнительные затраты времени, энергии, химических

реагентов и  других материальных ресурсов для ликвидации аварий и осложнений, а также при освоении скважины.

При бурении  скважин на 30 площадях в условиях АНПД репрессии на продуктивные пласты значительно превышали нормативные, определяемые Правилами . Результаты расчета градиентов (горного, гидростатического и дифференциального). Из анализа опыта бурения скважин в условиях АНПД

следует, что  для вскрытия продуктивных пластов  в большинстве случаев используют промывочные жидкости на водной основе плотностью более 1000 кг/ м3, которыми промывают скважину при проходке вышележащих интервалов. Обработка буровых растворов полимерами, введение наполнителей позволяют улучшить их качество и снизить отрицательное влияние на коллекторские и емкостные свойства горных пород ПЗС во вскрытом интервале продуктивного пласта. Однако сверхнормативная репрессия на пласт в условиях АНПД вызывает отрицательное воздействие на продуктивную характеристику ПЗС. Из приведенных данных следует, что градиенты давления репрессии на кровлю продуктивного пласта при бурении скважин по 30 месторождениям и ПХГ

изменяются  в пределах 0,0027–0,0105 МПа/ м, что соответствует  значениям дифференциального давления (репрессии Δpреп = pзаб – pпл) 1,68–29,5 МПа при залегании кровли пласта на глубинах от 330 до 3360 м и коэффициентах аномальности пластового давления в пределах 0,07–0,85. С ростом градиентов пластового давления от 0,00074 до 0,0085 МПа/ м линейно уменьшаются градиенты фактической репрессии на пласт от 0,0027 до 0,0105 МПа/ м при

сравнительно  постоянных значениях градиентов нормативной  репрессии.

России:

1 – градиенты нормативного дифференциального давления (репрессии); 2 –

фактическое значение градиентов репрессии на кровлю пласта; 3 – градиенты забойного статического давления промывочной жидкости; 4 – градиенты горного давления pпл > 0,0060 МПа/ м значения фактических градиентов репрессий приближаются к нормативным.

Существенное  отклонение градиентов фактических репрессий и забойных давлений в четырех из 30 случаев (Олишевская, Вергунская, Елшано-Курдюмская и Песчано-Уметская площади бурения) от линейных зависимостей 2 и 3 объясняется использованием промывочных жидкостей с повышенными плотностями (1240–1450 кг/ м3), что было вызвано требованием обеспечения устойчивости глинистых пропластков с повышенными (равным первоначальному

пластовому) поровыми давлениями. Применение буровых растворов как на водной, так и углеводородной основе не решает проблемы качественного вскрытия высокопроницаемых пластов. Вскрытие газовых и газоконденсатных пластов с коэффициентами аномальности 0,70 вызывает не только интенсивные

поглощения, но и необратимое снижение естественной проницаемости горных пород ПЗС. Результаты отрицательного влияния промывочной жидкости на уменьшение дебитов нефти и газа, составленной по результатам промысловых исследований, опубликованных в работах.

             Как следует из результатов , применение глинистого раствора при вскрытии пластов с АНПД приводило к снижению дебитов нефтяных и газовых скважин по сравнению со скважинами, где применялись растворы на углеводородной и биополимерной основе. В то же время ориентироваться только на абсолютное значение дебитов недостаточно. Необходимо оценивать удельный дебит, приведенный к одному метру вскрытой эффективной мощности (толщины,

длины) продуктивного  пласта. Так, при вскрытии продуктивного  пласта в скв. 40783 Самотлорского месторождения абсолютное значение дебита нефти в 2,0 раза было выше, чем в скв. 40848, где пласт вскрывался с промывкой глинистым раствором, но удельный дебит оказался несколько ниже . В другом примере до ремонта газовая скв. 1 Каневского место-16 рождения имела дебит 260 тыс. м3/ сут из вскрытого перфорацией интервала 1630–1700 м при пластовом давлении

11,5 МПа и  депрессии на пласт 2,61 МПа.  После ремонта с глушением глинистым раствором был получен такой же 19 дебит, но при большей депрессии, равной 3,9 МПа [8]. Таким образом, удельный дебит был понижен от 1,43 до 0,95 тыс. м3/ (сут⋅м⋅МПа). Переход на использование специальных промывочных жидкостей или способов вскрытия продуктивных пластов проводится в случаях возникновения катастрофических поглощений. Для вскрытия пластов в этих условиях используются газообразные промывочные агенты и пенные системы: природный газ, азот, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС); туман (двухкомпонентная система, которая состоит из газа и капельной жидкости, содержащей, как правило, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и ингибитор коррозии);пена, аэрированная жидкость.

БУРЕНИЕ С ПРОМЫВКОЙ ПЕНОЙ

Благодаря успехам, достигнутым в изучении свойств пен и регулировании их основных параметров, эти газожидкостные системы (ГЖС) находят все большее применение в нефтегазопромысловой практике, особенно при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях АНПД. Эффективность пенных систем определяется наличием у них особых свойств: плотность пены легко можно регулировать в широком диапазоне; пена плохо проникает в пористую среду, в силу чего можно осуществлять бурение и вскрытие пластов при коэффициентах аномальности (0,7–0,1) ргст ; при вскрытии продуктивного пласта с использованием пены в качестве промывочного агента значительно уменьшаются или полностью отсутствуют зоны проникновения твердой фазы и фильтрата промывочной жидкости, что способствует сохранению естественной проницаемости ПЗС продуктивного пласта; при использовании пены возможно регулирование забойного давления в широком диапазоне изменением степени