Кольматационная пачка в бурении
Технологии ликвидации поглощений | FluidsPro
Корректировка технологии ликвидации поглощения в зависимости от его интенсивности.
Наиболее эффективным подходом к осуществлению контроля поглощения является оценка его интенсивности и подбор необходимых технологий и материалов с учетом размеров и функций МБП.
1. Фильтрационные потери могут происходить при бурении любого типа пород, если размер частиц кольматирующих материалов недостаточно велик для создания уплотнения (см. Рис. 8а), или если отсутствуют мелкие частицы для формирования законченного уплотнения.
a. Первой попыткой полного возврата раствора может быть применение технологии «pullup-and-weight» (см. ниже).
b. Если в процессе ожидания ствол скважины остается не до конца заполненным, необходимо приготовить раствор, обработанный МБП (с размером частиц от мелкого до среднего) или закачать под давлением раствор с высокой водоотдачей.
c. По возможности снизить плотность раствора.
2. Частичные потери раствора возможны в галечнике, породах с небольшими природными трещинами и открытыми трещинами, образовавшимися в процессе бурения (см. Рис 1). Для борьбы с данным видом поглощения применяются те же технологии, что и для ликвидации фильтрационных потерь.
a. В первую очередь необходимо предпринять попытку остановки бурения и подъема инструмента из скважины для обеспечения полного возврата раствора при циркуляции.
b. Если в процессе ожидания ствол скважины остается не до конца заполненным, необходимо приготовить раствор, в состав которого входят кольматанты со средним и крупным размером частиц или закачать под давлением раствор с высокой водоотдачей.
c. По возможности снизить плотность бурового раствора.
3. Полное поглощение может произойти при прохождении больших интервалов в гравийных и трещиноватых породах; раствор также может полностью уйти в большие естественные трещины или трещины, образовавшие в процессе бурения (см. Рис. 1) a. Использование технологии «pull-up-and-wait». b. Закачка под давлением бурового раствора с высокой водоотдачей.
c. При невозможности восстановления циркуляции с помощью указанных технологий, необходимо установить вязкую пачку раствора, например, цементную, или смесь бентонита с цементом (цемент-гильсонит), или смесь цемента с дизельным топливом (см. технологии приготовления цементных растворов).
d. По возможности снизить плотность раствора.
4. Частичный или полный уход раствора в глубокие, образовавшиеся в процессе бурения трещины.
a. При подобном поглощении в первую очередь следует применить технологию «pull- upand-wait», (цикл длится 4–8 часов).
b. Закачать мягкую пачку раствора под давлением (см. технологию установки вязких пачек/мягких пробок).
c. Если в процессе ожидания ствол скважины остается не до конца заполненным, необходимо приготовить раствор с добавлением смеси крупнозернистых кольматантов или закачать под давлением раствор с высокой водоотдачей.
d. По возможности снизить плотность раствора.
5. Катастрофические потери раствора могут происходить при прохождении пород с большими природными трещинами и кавернами, и открытыми трещинами, образованными при бурении.
a. Предусмотреть закачку под давлением раствора с высокой водоотдачей, либо закачку большого объема цементнобентонитовой смеси с добавлением дизельного топлива.
b. При продолжающемся поглощении необходимо рассмотреть возможность применения технологии бурения без выхода или бурить на аэрированном растворе с установкой обсадной колонны. c. По возможности снизить плотность раствора.
Причины потери контроля над поглощением
Невозможность восстановления циркуляции прямо или косвенно связана со следующими обстоятельствами:
1. Неудачные попытки правильно определить зону поглощения приводят к тому, что высоковязкие пачки раствора закачивают не в то место. Зоны поглощения, как правило, находятся не на забое, а в районе установки башмака последней обсадной колонны.
2. Подобранные МБП не всегда соответствуют типу и степени интенсивности поглощения. Для обеспечения наибольшего эффекта необходимо осуществлять тщательный подбор материалов с учетом размеров частиц.
3. Иногда неохотно прибегают к технологиям, которые необходимо применять в случае угрозы катастрофического поглощения (бурение без выхода и спуск трубы).
4. Ненадлежащее ведение документации, отражающей характер поглощения и методы борьбы с ним. Наличие на буровой точных данных о случаях поглощения в данной местности представляет собой большую ценность.
5. Во время цементирования колонны цементного и бурового раствора не сбалансированы, поэтому буровой раствор может прорвать цементный мост еще до схватывания. Кроме того, при подъеме трубы из скважины после установки цементного моста, уровень раствора в кольцевом пространстве снижается и раствор, находящийся в пласте, может прорвать пробку из свежего цементного раствора. В подобных случаях рекомендуется применение технологии установки моста на равновесие и сбрасывания «стоп-пробок».
6. Пласт недостаточно прочен для поддержания гидростатического давления столба жидкости, необходимого для контроля давления в интервале бурения.
Для эффективного решения проблем потери циркуляции, применяемые технологии и материалы должны соответствовать по своим функциям тому виду поглощения, для борьбы с которым они предназначены. Например, при отсутствии положительного эффекта после добавления в раствор достаточного количества МБП (15–20 фунтов/баррель), бесполезно увеличивать концентрацию одного и того же реагента. Следующим шагом должно быть увеличение размера частиц кольматанта.
ПРИМЕЧАНИЕ: Не стоит делать слишком большой акцент на том, что технология борьбы с потерей циркуляции должна соответствовать интенсивности поглощения.
Технология ликвидации частичных поглощений
Данная технология применяется для борьбы с фильтрационными и частичными потерями раствора, а также при уходе раствора в трещины, образованные в процессе бурения.
За исключением случаев внезапного и полного поглощения в сильно трещиноватых и кавернозных известняках, бурение и циркуляцию необходимо остановить при первых же признаках поглощения. Долото нужно поднять на безопасный уровень и подождать в течение 4–8 часов. При этом необходимо тщательно контролировать скважину на наличие признаков вторжения флюида и риска проявлений. По истечении периода ожидания процесс бурения необходимо возобновить, спустившись на забой и восстановить циркуляцию на минимальном давлении насоса, которое выдерживает порода. Предположив, что данным способом будет невозможно возобновить циркуляцию, следует приготовить 100 баррелей раствора с МБП или такой же объем раствора с высоким уровнем фильтрации, это можно сделать во время ожидания. Если пачку раствора с МБП предполагается хранить в приготовленном виде в течение неопределенного периода времени, ее необходимо обработать бактерицидом для того, чтобы не допустить биологического разложения органических компонентов раствора.
Половина случаев поглощения, происходящих при бурении в Мексиканском заливе, ликвидируется с помощью данной технологии. Водные растворы, используемые при бурении трещиноватых глин, способствуют залечиванию трещин, что ведет к ликвидации поглощения, особенно если за счет правильного ведения бурения и усовершенствованной гидравлики удается снизить давление. Растворы на нефтяной углеводородной основе не демонстрируют эффекта самозалечивания трещин в подобном объеме. Данная технология особенно эффективна при наличии глубоких трещин, образованных в процессе бурения.
ПРИМЕЧАНИЕ: Остальные технологии требуют использования МБП.
Материалы для борьбы с поглощением (МБП)
Можно выделить основные типы:
Волокнистые
• Древесное волокно
• Древесные опилки
• Бумажные отходы
• Минеральное волокно
Зернистые
• ореховая скорлупа — мелкая, средняя и крупная
• графит крупной фракции
• Карбонат кальция мелкой, средней и крупной фракции, смеси
• смесь волокон, гранул и хлопьев
Хлопьевидные
• Хлопья (целлофан)
• Слюда (мелкой и крупной фракции)
Изолирующие смеси
Изолирующие смеси на водной основе:
• Раствор с высоким уровнем фильтрации для закачки под давлением (Глинопорошок — диатомовая земля)
• Дизельное топливо/Бентонит (мягкая пробка), так называемая соляро-бентонитовая смесь
• Бентонит — Bengum (мягкая пробка).
• Сшитый полимер (мягкая пробка).
• Дизельное топливо/бентонит/ цемент (твердая пробка).
• Цементный раствор (твердая пробка).
Изолирующие смеси на углеводородной основе:
• Диатомовая земля
• Карбонат кальция со смесью хлопьев, гранул и волокон.
• Твердая пробка для углеводородных растворов с органофильной глиной.
Использование кольматантов
Технология использования кольматирующих материалов применяется для борьбы с фильтрационными и частичными поглощениями, также может применяться в наименее серьезных случаях полного поглощения. Приготовление и установка пачки производится следующим образом:
1. Приблизительно установите зону поглощения, тип пласта, в который уходит раствор, высоту столба раствора в колонне и скорость поглощения. Если разрыв пласта произошел предположительно по причине перепада давлений, зона поглощения, вероятнее всего, будет располагаться ниже глубины установки башмака обсадной колонны.
2. Если это применимо на практике, для установки пачки используйте бурильную трубу с открытым концом. В противном случае можно использовать долото с боковой струйной промывкой или долото с промывочными каналами, с которого удалены насадки. Если пачка раствора устанавливается с помощью инструмента для измерений/каротажа в процессе бурения, во избежание закупорки долота необходимо использовать материалы с размером частиц от среднего до мелкого. ПРИМЕЧАНИЕ: При уходе раствора в коллектор для борьбы с поглощением используют кислото-растворимые материалы.
3. Приготовьте кольматационную пачку раствора объемом 100– 250 баррелей. Производимые серийно смеси зернистых, волокнистых и хлопьевидных материалов с различным размером частиц (от мелкой до крупной фракции) можно использовать вместо продуктов, добавляемых по отдельности. Для приготовления используйте раствор из циркуляционной системы, или смешайте МБП в свежеприготовленном вязком бентонитовом растворе. Добавьте 15 фунтов/баррель крупнозернистой ореховой скорлупы. Добавьте 5 фунтов/баррель хлопьев с размером частиц от среднего до крупного.
Добавьте 5 фунтов/баррель волокнистого материала с размером частиц от среднего до мелкого. Добавьте 5 фунтов/баррель целлофановых хлопьев с размером частиц ½ дюйма (13 мм).
ПРИМЕЧАНИЕ: Поскольку размер отверстий, куда уходит раствор при поглощении, редко бывает известен, подбор кольматирующих материалов должен осуществляться в зависимости от интенсивности поглощения. Данный подход основан на том факте, что в мелкие отверстия раствор при поглощении уходит с меньшей скоростью, чем в более крупные. На Рис. 7 показано, как отверстие перекрывается на поверхности в случае, если частицы кольматанта слишком велики, в то время как правильно подобранные по размеру частицы перекрывают внутреннюю часть отверстия, где они не так сильно подвергаются воздействию эрозии при возобновлении циркуляции. На Рис. 8 изображен случай, когда слишком мелкие частицы кольматанта проходят сквозь отверстие, не герметизируя его. При подборе МБП необходимо учитывать размер насадок долота и другие ограничения (характеристики телесистемы, забойных двигателей и т.д.).
Рис. 7a Изолирование трещины на поверхности призабойной зоны. Рис. 7b Изолирование трещины в пределах пласта.
Рис. 8a Мелкие частицы МБП не могут герметизировать отверстие. Рис. 8b Крупные частицы образуют первоначальное перекрытие, а мелкие частицы завершают процесс герметизации.
4. Установите вязкую пачку напротив зоны поглощения. Закачку раствора (через бурильную трубу с открытым концом) производить на небольшой скорости до тех пор, пока поглощение не будет остановлено. Повторите попытку, если скважина не заполнилась, затем, в случае отсутствия положительного результата, приступайте к закачке под давлением раствора с высоким уровнем фильтрации. При заполнении скважины закройте противовыбросовый превентор (плашки), и прокачайте раствор под давлением (50 фунтов/кв.дюйм [3,4 бар]) в кольцевое пространство в течение 30 минут. Замерьте давление в кольцевом пространстве, используя манометр с диапазоном измерений 0–300 фунтов/кв.дюйм (от 0 до 20,7 бар). Наиболее эффективными являются пачки раствора, в состав которых входят различные смеси. Действие кольматантов усиливается за счет присутствия в них зернистых и волокнистых материалов. Смесь МБП в следующих пропорциях действует наиболее эффективно: 3–6 частей зернистых материалов, 2 части волокнистых и 1 часть хлопьевидных материалов.
Размер частиц зернистых и хлопьевидных материалов подбирается в соответствии с интенсивностью поглощения. Повышение концентрации МБП во всем объеме раствора или в растворе с высоким уровнем фильтрации выше 15–20 фунтов/ баррель не дает большого эффекта (см. Рис.9). Высокие концентрации могут привести к проблемам с прокачкой раствора насосами и ухудшению свойств раствора.
Рис. 9: Влияние концентрации и типа МБП на герметизацию трещин (авторы Ховард и Скотт).
В то же время, при использовании кольматантов во время доливки, увеличение объема МБП до 30 фунтов/баррель может быть эффективным (см. Табл. 1 и 2). В случае если использование МБП обычного размера не приносит желаемого результата, важно увеличить размер и объем зернистых материалов. На Рис.9 показано, насколько эффективно действие зернистых, волокнистых и хлопьевидных материалов в процессе закупоривания образовавшейся при бурении трещины.
Таблица 1: Эффективность различных концентраций смесей кольматантов (автор: Луммус).
Поглощение раствора природными и образованными в процессе бурения трещинами размером от ⅛ до ¼ дюйма (от 3,2 до 6,3 мм) можно остановить путем использования кольматирующих материалов. Кольматирующий материал выполняет свою функцию в том случае, если он содержит определенное число частиц, имеющих достаточный размер для заполнения полости, которую необходимо перекрыть (см. Рис 10). Из этого следует, что для ликвидации фильтрационных потерь достаточно применения мелкозернистых материалов, мелких волокон и измельченной целлофановой пленки.
fluidspro.ru
Оценка воздействия кольматирующих пачек при бурении палеозойских отложений разными типами буровых растворов
Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/25272
| Title: | Оценка воздействия кольматирующих пачек при бурении палеозойских отложений разными типами буровых растворов |
| Authors: | Черкасов, Василий Николаевич |
| metadata.dc.contributor.advisor: | Хорев, Владимир Сергеевич |
| Keywords: | Кольматационная пачка; ликвидация поглощения бурового раствора; палеозойские отложения; показатель фильтрации; призабойная зона пласта; packer fluid; the elimination of mud absorption; Paleozoic reservoir; filtration rate; bottomhole formation zone |
| Issue Date: | 2016 |
| Citation: | Черкасов В. Н. Оценка воздействия кольматирующих пачек при бурении палеозойских отложений разными типами буровых растворов : дипломный проект / В. Н. Черкасов ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Институт природных ресурсов (ИПР), Кафедра бурения скважин (БС) ; науч. рук. В. С. Хорев. — Томск, 2016. |
| Abstract: | Объектом исследования: призабойная зона пласта- коллектора палеозойских отложений. Цель работы – выполнить оценку воздействия кольматационных пачек при использовании различных рецептур буровых растворов. Разработать рецептуру кольматационной пачки, позволяющую снизить поглощение бурового раствора. В процессе исследования проводились лабораторные эксперименты по оценке кольматирующих пачек с использованием образцов коллектора различной проницаемостью и различных видов кольматантов. Основные конструктивные, технологические и технико-эксплуатационные характеристики: показатель фильтрации по воде и по нефти, фильтрационно-емкостные свойства коллектора, массовые содержания химических реагентов. The object of research: bottomhole formation zone - reservoir of Paleozoic sediments. Objective - evaluate the impact of colmatation packs using different formulations of drilling fluids. Develop a recipe colmatation pack that reduces the drilling fluid absorption. The study conducted to assess the laboratory bridging packs of experiments using different samples of reservoir permeability and various colmatant. The basic constructive, technological and technical and operational characteristics: rate of filtration for water and oil, filtration and capacitive properties of reservoir mass of chemical reagents. |
| URI: | http://earchive.tpu.ru/handle/11683/25272 |
| Appears in Collections: | ВКР |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
earchive.tpu.ru
Регулирование параметров бурового раствора для снижения риска прихвата на месторождениях Балыкской группы
Библиографическое описание:
Корунов, И. Д. Регулирование параметров бурового раствора для снижения риска прихвата на месторождениях Балыкской группы / И. Д. Корунов, С. А. Пономарёв. — Текст : непосредственный, электронный // Молодой ученый. — 2020. — № 6 (296). — С. 78-80. — URL: https://moluch.ru/archive/296/67180/ (дата обращения: 14.04.2020).
Основным видом осложнений на месторождении Балыкской группы является прихват бурового инструмента ввиду особенностей горной породы, поэтому разработка мер по недопущению данного осложнения является обязательной, причем как со стороны бурового подрядчика, так и со стороны подрядчиков по буровым растворам.
Ключевые слова: буровой раствор, буровой инструмент, исходный буровой раствор, эксплуатационная колонна, Балыкская группа, Средне-Балыкское месторождение.
Рассматривая бурение наклонно-направленных скважин на Средне-Балыкском месторождении, глубиной до 3000–3200 м, а именно при бурении скважины под эксплуатационную колонну, инженером по буровым растворам до вскрытия кровли Алымской свиты доводится содержание карбоната кальция до концентрации не менее 60 кг/м3 путем обработки бурового раствора микрокальцитом на исходный раствор и производится обработка бурового раствора сульфированным битумом САФ СДГ с доведением концентрации не менее 12 кг/м3. Данные концентрации необходимо поддерживаются до достижения проектного забоя.
Также в процессе бурения через каждые 200–300 м проходки и при первых признаках недостаточной очистки ствола скважины от выбуренной породы, производится прокачка пачки ВВП (на основе исходного раствора и ввода Реопак В) с контролем выносимого шлама на виброситах, с приемом в отдельную емкость. При этом возможна корректировка интервалов прокачки пачек исходя из фактического состояния ствола скважины и выносу шлама.
При первых признаках прилипания инструмента производится прокачивание кольматационной пачки с повышенным содержанием смазки с приёмом в рабочую емкость. Пачка готовится на основе исходного бурового раствора с кольматантом Микрокальцит (производится доведение плотности пачки, превышающей плотность исходного бурового раствора на 0,02 г/см3), а также смазывающей добавки Бурфлюб (при этом доводится содержание смазки пачки до 5 %). Само бурение под эксплуатационную колонну осуществляется с режимом на расход 36–40 л/с, а при превышении давлении более 250 атм. расход необходимо снизить, но не менее 36 л/с. Промывки осуществляются при максимально возможном расходе. При достижении проектной глубины, ствол скважины промывается в количестве 1,5–2 цикла, при одновременном выравнивании параметров бурового раствора до проектных. Так же происходит проверка хождения веса инструмента и моменты сравниваются с расчетными. В случае, если значения весов и моментов не превышают расчетные, производится бурение до проектной глубины. При завышающих значениях параметров режима бурения, производится подъем КНБК для проведения ГИС АКЦ кондуктора и смены КНБК, с проработкой мест затяжек бурового инструмента до свободного хождения.
Теперь рассмотрим бурение скважин на Мало-Балыкском месторождении, где так же, как и на Средне-Балыкском месторождении, преобладают наклонно-направленные скважины. Как уже говорилось ранее, во избежание аварий и осложнений, все работы, связанные с бурением скважины, осуществляются в строгом соответствии с проектной документацией на скважину и технологическими регламентами, в рамках Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности и законов Российской Федерации.
Для сокращения рисков высокой наработки раствора твердой фазой, а также для обеспечения безаварийного строительства интервала под 245 мм ОК, инженер по буровым растворам поддерживает концентрацию гидрофобизирующей добавки Бурфоб не менее 2.2 кг/м3 и концентрацию Детергент Н не менее 1 кг/м3.
Во время бурения интервала под кондуктор, в зависимости от глубины кондуктора, проводится промежуточная промывка в объеме 1,5–2 циклов, после чего, при достижении проектной глубины кондуктора, следует промывка в объеме 2-х циклов. По окончании промывки ствола скважины, начинается подъем КНБК на определенную высоту (в зависимости от глубины кондуктора) и промывка скважины в объеме 1 цикла, после чего в компоновку низа бурильной колонны включается калибратор спиральнолопастной и последующий спуск на забой.
По окончании бурения ствола скважины под кондуктор и последующего спуска обсадной колонны 245 мм, производится бурение под эксплуатационную колонну. При бурении скважины под эксплуатационную колонну, через каждые 200–300 м проходки, а также при первых признаках недостаточной очистки ствола скважины от выбуренной породы, инженеру по буровым растворам необходима подготовка и дальнейшая прокачка пачки ВВП (на основе исходного раствора и ввода Камеди или Реопак В) в объеме 6–8 м3 с условной вязкостью не менее 90 сек (по Маршу) с контролем выносимого шлама на виброситах, с приемом в отдельную емкость, а так же необходима корректировка прокачки ВВП по фактическому состоянию ствола скважины и выносу шлама.
Кроме того, за 50–60 м до вскрытия кровли Алымской свиты производится технологическая промывка скважины в течении 1,5–2 циклов, при наличии значительного количества шлама до полного его вымыва с прокачиванием ВВП с контролем характера выносимого шлама на ситах. Прокачку пачки ВВП необходимо проводить на максимально возможной производительности буровых насосов при интенсивном расхаживании бурового инструмента.
При появлении первых признаков подлипаний бурового инструмента производится прокачка кольматационной пачки с повышенным содержанием смазки с приёмом в рабочую емкость. Данная пачка готовится на основе исходного бурового раствора, кольматанта Микрокальцит (при доведении плотности пачки, превышающей плотность исходного бурового раствора на 0,02 г/см3) и смазывающей добавки Бурфлюб (при доведении содержания смазки пачки до 5 %).
Таким образом, регулируя основные параметры бурового раствора с использованием таких добавок, как Бурфоб, Реопак В и прочих, можно значительно снизить риск возникновения прихвата бурового инструмента, так как от качества бурового раствора зависит дальнейшее строительство скважины.
Литература:
- Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ. — М.: ВНИИОЭНГ, 1979. — 26 с.
- Пустовойтенко И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. — М.: Недра, 1988. — 279 с.
- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Госгортехнадзор России, 1993. — 104 с.
- Винниченко В. М., Гончаров А. Е., Максименко Н. Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин. — М.: Недра, 1991. — 170 с.
- Технологические мероприятия по снижению аварийности и осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин. — ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2016.
Основные термины (генерируются автоматически): буровой раствор, буровой инструмент, исходный буровой раствор, эксплуатационная колонна, Средне-Балыкское месторождение, проектная глубина, последующий спуск, исходный раствор, Балыкская группа, рабочая емкость.
moluch.ru
К выбору состава кольматирующих добавок в поглощающих горизонтах
Известно, что поглощение буровых растворов — тяжелое осложнение процесса строительства скважины, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов, предупреждением которого занимаются как буровые предприятия, так и научные подразделения.
Рассмотрение вопроса по предупреждению поглощений на примере Пачгинской площади, расположенной на юге — востоке республики Коми. Она приурочена к Патраковской складчатости. Выделенная структура представляет собой антиклиналь. Разрез осложнен тектоническими нарушениями, что сразу определяет наличие слабых пластов с одной стороны, а с другой — аномалии пластовых давлений. Согласно геолого-геофизическим исследованиям кровля продуктивных пластов представлена солевыми отложениями, кроме того, в разрезе представлены терригенные и карбонатные отложения пермского возраста, при этом в основном глинисто-песчаные породы занимают более 50 %.
Из-за неучтенных проектировщиками геологических условий была сделана ошибка при расчете плотности, что потребовало утяжелить буровой раствор. При использовании плотности 1500 кг/м3 любые колебания приводили либо к поглощениям, либо к газопроявлениям.
В свою очередь, высокая плотность бурового раствора наряду со снижением площади кольцевого пространства по длине забойного двигателя приводит к значительным репрессиям на стенки скважины, представленные «слабыми» пластами, раскрытию естественных трещин (в карбонатах) и нарушению сплошности сланцевых пород, что, соответственно, интенсифицирует фильтрационные потери, на ликвидацию которых требуется проведение специальных работ. При этом поглощения в глинисто-песчаных породах были ликвидированы с использованием механической кольматации (карбонатный кольматант), что свидетельствует о незначительной «вторичной» проницаемости. В карбонатных породах, по-видимому, произошел гидроразрыв пласта, что привело не только к значительным потерям бурового раствора, но и потребовало использовать специальные мероприятия, успешность которых (кроме, возможно, цементного моста) сомнительна.
Во всех трех интервалах поглощений использовалась КНБК с ВЗД. При дальнейшем применении роторной КНБК поглощения прекратились. Это свидетельствует о том, что при прохождении интервалов «слабых» пластов роторными КНБК существенно понижается риск гидроразрыва пласта, тем самым предупреждая потери промывочной жидкости.
Еще одно мероприятие, повлекшее за собой потери бурового раствора — это запуск циркуляции. Структурные свойства бурового раствора имеют важное значение при включении насосов, особенно в потенциально поглощающих горизонтах. Запуск двух насосов одновременно создает гидроудар, что приводит к разрыву пласту и началу поглощения. Расхаживание и вращение колонны для разрушения структуры раствора, поочередный запуск насосов позволяют уменьшить пусковое давление, тем самым предотвращая осложнения.
В настоящее время для борьбы с поглощениями существует огромное количество способов, самым распространенным является использование наполнителей.
Для исследования фильтрации жидкости в пористую среду на кафедре бурения был сконструирован прибор. Для имитации пористой среды использовалась губка. Использование данного прибора позволяет наблюдать процесс проникновения жидкости в пористую среду, определить глубину кольматации, вычислить объем жидкости на входе и на выходе прибора, и на основе полученных результатов сделать выводы о влиянии состава и свойств промывочной жидкости на прохождение интервалов проницаемых пород.
Для простейшей демонстрации прохождения жидкости сквозь пористую среду были взяты пробы воды без наполнителя и с наполнителем. Анализ результатов исследований показал, что наполнитель, в данном случае МК — 40, изменяет в первую очередь глубину проникновения жидкости. При этом формируется зона кольматации, обеспечивающая снижение фильтрационных потерь. Полученные данные по фильтрации не противоречат известным раннее результатам, поэтому предлагаемая модель может использоваться для дальнейших экспериментальных работ.
Следующим этапом лабораторных экспериментов является оценочное сравнение кольматационного воздействия безглинистого и полимерглинистого раствора. Исходя из результатов эксперимента можно сделать вывод о том, что наличие коллоидной фазы уменьшает глубину проникновения жидкости и тем самым уменьшает объем поглощенного раствора. Образовавшаяся фильтрационная корка выступает в роли барьера на пути движения жидкости в пласт.
Наиболее простым способом для ликвидации (профилактики) поглощения является применение наполнителей и поэтому следующим исследованием было сравнение различного состава кольматирующих добавок. При использовании безглинистого раствора с наполнителями МК — 40 и Nut Shelles Fine получилась 100 % кольматация пористой модели, объем раствора на выходе равнялся 0. В остальных двух растворах в качестве кольматанта использовалась МК — 40 и слюда. По результатам опытов можно сделать вывод о том, что разнофракционный состав наполнителей дает более положительный результат, чем применение однотипной добавки. Если сравнивать растворы с МК — 40 и слюдой, то при использовании мраморной крошки глубина проникновения наполнителя больше, и тем самым закупоривание пор произошло наиболее эффективно. Это объясняется размером и формой частиц. Размер частиц МК — 40 меньше чем у слюды, а значит в зоне кольматации происходит более плотная укладка, что связано, в том числе, с формой частиц слюды — это пластинки, которые целесообразно применять в группе с другими типоразмерами наполнителей.
Необходимо отметить, что при использовании кольматантов может возникнуть две проблемы. Первая связана с несоразмерно большим размером, а вторая — наоборот, т. е. дисперсность твердой фазы такова, что она фильтруется вместе с жидкой фазой и не способна формировать кольматационный экран. Разнофракционный состав наполнителей помогает решить этот вопрос.
Использование понизителей водоотдачи оказывает влияние на интенсивность фильтрации в пласт. Для сравнения были взяты полимерглинистый раствор, безглинистый с МК — 40 и полимерглинистый с резиновой крошкой различной дисперсности, модифицированной в смазке. В качестве стабилизатора использован реагент Poly Pac UL. Сравнивая с предыдущими результатами можно отметить следующее: использование понизителей водоотдачи приводит к меньшим потерям промывочной жидкости за счет связывания свободной воды. Модифицированная резиновая крошка выступила в роли демфирующейся добавки. За счет своей деформации частиц она более плотно закупорила каналы пористой модели. По сравнению с МК — 40 мы наблюдаем меньшую глубину проникновения как кольматанта, так и самого раствора. При движении в пористой среде вязкость, начиная с некоторой скорости сдвига, сильно растет и во много раз превосходит начальную вязкость раствора. Полимерные растворы, наряду с эффектами вязкоупругости, проявляют при движении в пористой среде и аномалии, обусловленные их микрогетерогенностью и способностью сорбироваться в скелете пористой среды, изменяя ее гидравлическое сопротивление. Для сравнения взяли два полимерглинистых раствора с разной вязкостью. По результатам можно сказать следующее, что увеличение вязкости снижает глубину проникновения жидкости. Раствор, попадая в пористую среду, загустевает в каналах, создавая дополнительное препятствие на пути движения раствору, попадающему в поры. Сила такого сопротивления зависит от структурно-механических свойств раствора, размеров и формы каналов, а также от глубины проникновения раствора в пласт. Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают способностью уменьшать приемистость породы в результате адсорбции и механического улавливания полимера породой. Во время бурения скважины № 1 Пачгинской площади наблюдалось поглощение бурового раствора плотностью 1500 кг/м3. Для сравнения взяли этот же раствор, только в первом случае без добавок кольматанта, а во втором добавили МК — 40. На первый взгляд, раствор с такой плотностью должен проходить через модель пористой среды быстрее, но как мы видим все получилось иначе. Дело в том, что утяжеление до плотности 1500 кг/м3 производилось баритом, который выступил в данном случае и в роли утяжелителя, и в роли кольматанта. При добавке МК — 40 глубина проникновения раствора уменьшилась, и как уже говорилось в предыдущих опытах, разнофракционный состав дает наиболее положительный результат.
Анализ промысловых и лабораторных исследований (рисунок 1.1) показал:
- коллоидная фаза снижает интенсивность фильтрации в пласт. Фильтрационная корка выступает в роли барьера на пути движения жидкости в пласт;
- сочетание МК — 40 и ореховой скорлупы, а также бентонита и модифицированной резиновой крошки создают прочный кольматационный экран. Разнофракционных состав наполнителей наиболее эффективно снижает фильтрационные потери;
- увеличение вязкости снижает глубину проникновения, уменьшает объем поглощенного раствора. При увеличение вязкости на 21 сек снижается глубина проникновения жидкости на 11 мм. Чем меньше раскрытие трещин, тем большее значение приобретает пластическая вязкость. С увеличением раскрытия трещины возрастает роль динамического напряжения сдвига.
Рис. 1.1. Глубина проникновения жидкости в пористую среду: 1 — Вода; 2 — Вода + МК-40; 3 — Безглинистый; 4 — Полимерглинистый; 5 — Безглинистый + МК-40 + ореховая скорлупа; 6 — Полимерглинистый + МК-40; 7 — Полимерглинистый + слюда; 8 — Полимерглинистый + понизитель водоотдачи; 9 — Безглинистый + понизитель водоотдачи + МК-40; 10 — Полимерглинистый + понизитель водоотдачи + модифицированная резиновая крошка; 11 — Полимерглинистый с высокой вязкостью; 12 — Полимерглинистый с низкой вязкостью; 13 — Раствор плотностью 1500 кг/м3, утяжеленный баритом; 14 — Раствор плотностью 1500 кг/м3, утяжеленный баритом и МК-40
moluch.ru
|
Bridging theories of particle size distribution G. ISHBAEV, М. DILMIEV, А. KHRISTENKO, А. MILEYKO, NPP BURINTEKH LLC Увеличивающиеся объемы бурения горизонтальных скважин, заканчиваемых открытым стволом, требуют уделять большое внимание свойствам формируемой фильтрационной корки бурового раствора с целью уменьшения загрязнения продуктивного пласта и увеличения получаемых дебитов. Growing scopes of horizontal drilling with open hole completion require much attention to the properties of the formed drill mud filter cake to minimize productive formation contamination and to increase the resulting well flow rates. Вскрытие продуктивного пласта раствором на водной основе приводит к его загрязнению и снижению дебитов нефти. В основном загрязнение обусловлено проникновением в поровое пространство частиц твердой фазы и фильтрата бурового раствора. Фильтрация бурового раствора из-за градиента (перепада) давления на стенке скважины в направлении проницаемого пласта часто приводит к дифференциальным прихватам (рис. 1, слева). Быстрое и эффективное образование низкопроницаемой фильтрационной корки снижает вероятность возникновения дифференциальных прихватов во время бурения и способствует уменьшению загрязнения нефтяного пласта (рис. 1, справа). Рис. 1. Механизм возникновения дифференциального прихвата во время бурения На проницаемость формируемой на стенке скважины фильтрационной корки значительное влияние оказывают гранулометрический состав и количество кольматанта, входящего в состав раствора. В качестве кольматанта чаще всего используют фракционный карбонат кальция (мрамор молотый), т. к. он легко растворяется кислотой.В случае если кольматирующая смесь состоит из частиц, значительно превышающих по размеру отверстия пор, то они не смогут сформировать эффективную фильтрационную корку. Часть из них будет уноситься потоком раствора, а между частицами будут образовываться каналы, через которые свободно фильтруется раствор (рис. 2а). Частицы размером, значительно меньшим отверстий пор, беспрепятственно проникают в поровое пространство пласта и загрязняют его (рис. 2б). Правильное распределение частиц по размерам в составе кольматанта способствует образованию фильтрационной корки с минимальным проникновением фильтрата и твердых частиц в пласт (рис. 2в).  Рис. 2. Влияние фракционного состава кольматанта на фильтрационные свойства бурового раствора Исследования Дика и Хаинца (M.A. Dick, T.J. Heinz) [1] показали, что для наиболее эффективного закупоривания проницаемых зон достаточно обеспечить содержание кольматанта в буровом растворе в количестве 60 – 90 кг/м3.Методы подбора фракционного состава кольматантаНа протяжении многих лет для расчета фракционного состава кольматанта использовали критерии Абрамса [2,4]. По этим критериям размер частиц, способных образовать сводовые перемычки в поровом пространстве проницаемого пласта (сводообразующие частицы), должен быть равен или больше 1/3 среднего размера пор пласта, а их содержание должно быть не меньше 5% от объема твердых частиц, находящихся в растворе. Данные критерии позволяют определить лишь размер частиц, необходимый для начала кольматации (блокирования), но не определяют требований к распределению по размерам частиц в смеси для обеспечения их эффективной упаковки.Наряду с подбором фракционного состава кольматанта по критериям Абрамса широко используется метод перекрытия наибольшего диапазона частиц («Shotgun») [1]. Суть этого метода состоит в смешении кольматантов различного фракционного состава в пропорциях, обеспечивающих наиболее широкий диапазон размеров частиц. Данный метод обычно применяется, когда не известны конкретные характеристики пласта, и не всегда является эффективным. Более новый метод в определении оптимального фракционного состава кольматанта основан на теории идеальной упаковки (IPT – Ideal Packing Theory), разработанной Кауффером [3,4]. Изначально он применялся в лакокрасочной промышленности для идеального пигмент-размерного распределения частиц в красках, позднее нашел применение в буровой промышленности. По этому методу кольматант образует идеальную упаковку, если гранулометрический состав частиц обеспечивает эффективное закупоривание всех пор, включая поры, образуемые между твердыми частицами. Идеальная упаковка достигается в том случае, если совокупное распределение частиц в смеси будет прямо пропорционально квадратному корню от размера частиц, то есть графически будет представлено в виде прямой линии (идеальная смесь), как показано на рис. 3.  Рис. 3. Графическое представление теории идеальной упаковки Кауффера Буровой раствор с кольматантом, имеющим фракционное распределение частиц в соответствии с теорией идеальной упаковки, способен образовать фильтрационную корку с минимальной проницаемостью.Одним из новейших методов подбора фракционного состава кольматанта на сегодняшний день является «Метод Викерса» [4]. Разработчики этого метода установили, что для повышения эффективности кольматации необходимо, чтобы фракционный состав кольматирующей смеси бурового раствора отвечал 5 целевым критериям, определенным для конкретного пласта (рис. 4).  Рис. 4. Графическое представление Метода Викерса Авторы метода утверждают, что подбор фракционного состава кольматанта в соответствии с критериями Викерса приводит к пониженной скорости фильтрации и улучшенным результатам восстановления проницаемости.Метод оценки фильтрационных свойствВ лабораторных и полевых условиях для определения фильтрационных свойств бу |
burneft.ru
Ликвидация поглощений буровых растворов при бурении
Компаунд, состоящий из тонкодисперсных порошков с размером зерна до 7 микрон, с широким диапазоном изменения плотности системы от 1,25 до 2,15 г/см³.
Технология
При затвердевании QUICK-STONE™ происходит экзотермическая реакция (выделяется большое количество тепла). Это может быть следствием повышенной температурой в пласте, что ускоряет время набора прочности состава. Другие факторы (такие как гидростатическое давление) не влияют на время набора прочности. QUICK-STONE™ показывает линейный профиль изменения вязкости (Bc, УЕК) вплоть до точки схватывания состава, где профиль начинает демонстрировать изменение вязкости по экспоненте. Это означает, что QUICK-STONE™ в течение нескольких минут переходит из жидкого состояния в твердое, что блокирует каналы для движения газа, воды или нефти. При необходимости, прочность на сжатие состава QUICK-STONE™ может быть доведена до 10 000 фунт/кв дюйм (69МПа). При этом, несмотря на высокую прочность, состав QUICK-STONE™ легко разбуривается.
Повреждение продуктивного пласта при бурении и ремонтных работах может привести к значительной потере УВ или к необходимости затратных восстановительных работ, таких как гидроразрыв, кислотная обработка пласта. Существует множество документально поврежденных фактов повреждения пласта, связанного с цементом, буровыми растворами и т.д. Иными словами, любой буровой раствор в той или иной степени повреждает пласт. Если скорость осаждения фильтрата равна скорости эрозии в динамическом состоянии, то происходит вторжение флюидов в пласт. Использование QUICK-STONE™ позволяет решить эту проблему. После схватывания состав образует непроницаемый слой, не допускающий образования осадка фильтрата бурового раствора. В продуктивной зоне или в стволе скважины QUICK-STONE™ остается в жидком состоянии в стволе, однако вне ствола продукт сразу переходит в твердое состояние. Соответственно, может быть проведена перфорация или, при необходимости, полная кислотная обработка (15% HCl). При подборе состава QUICK-STONE™ можно задать необходимое время схватывания и прочность на сжатие посредством добавления ингибиторов.
Применение
Применяется в процессе бурения при решении проблемы повреждения продуктивного пласта: для ликвидации катастрофических поглощений, изоляции зон водогазопроявления, временного глушения скважин, устранения негерметичности колонн, установки моста для зарезки бокового ствола, в качестве альтернативы установке пакера, облегченному цементу, для консолидации слабоцементированных пород.
www.mirrico.ru
Новое. Эксклюзивное. Наше Перспективные направления Центра разработки Службы главного конструктора НПП «БУРИНТЕХ» - Бурение и Нефть
Перспективные направления Центра разработки Службы главного конструктора НПП «БУРИНТЕХ»
NEW, EXCLUSIVE, OURS
PROMISING AREAS OF «BURINTEKH», LTD. CHIEF DESIGNER OFFICE DEVELOPMENT CENTER
Baluta A.G.1,
Khramov D.G. 1,
Nurmukhametov T.B.1,
Lazarev A.A.1,
Dronov A.A.1
1 «BURINTEKH», Ltd.
Ufa, 450029,
Republic of Bashkortostan, Russian Federation
Со дня основания компании инженерный состав Службы главного конструктора Центра разработки (СГК ЦР) из года в год предлагает, проектирует и внедряет новые виды инструмента, используемого при строительстве и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в нефтегазовой промышленности.
Since the Company foundation the engineering staff of Development Center Chief Designer Office (DC CDO) have been continuously offering, designing and implementing new types of tools used in oil and gas well construction and workover in the oil and gas industry.
Служба главного конструктора Центра разработки занимается разработкой различного вида инструмента для бурения и капитального ремонта скважин.
К приоритетным направлениям относятся следующие виды разрабатываемого оборудования: алмазный породоразрушающий инструмент, шарошечные буровые долота, гидравлические забойные двигатели (ГЗД), инструмент для отбора керна, фрезерный и раздвижной инструмент и скважинный гидромеханический инструмент.
Накопленный опыт, экспериментальные исследования и методики расчетов, положенные в основу программных продуктов для проектирования, дают возможность разрабатывать инструмент под конкретные условия и эффективно решать любые поставленные задачи.
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩий ИНСТРУМЕНТ
Отделом разработаны PDC долота, оснащенные вихревыми насадками. Опытно-промысловые работы (ОПР) проводились на месторождениях Оренбургской области с долотом БИТ 295,3 ВТ 516 УСВ.936-113 (рис. 1), по результатам которых было установлено, что механическая скорость проходки по отношению к стандартным (серийным) моделям повысилась на 60 %, стойкость долота увеличивается примерно на 30%, минимизируется сальникообразование. Но работа над совершенствованием технических характеристик продолжается, чтобы исключить несколько отрицательных моментов: вихревые насадки создают высокий перепад на долоте, повышая давление в манифольдной линии; имеют ограниченный ресурс для эффективной работы и высокую себестоимость.
Помимо совершенствования гидравлики PDC долот проводится большая работа по применению PDC резцов с нестандартной формой алмазного слоя, так называемых 3D резцов (рис. 2). ОПР с 3D резцами в различных условиях (мягкие, средние и твердые горные породы) проводятся, начиная с 2018 г. и в связи с тем, что в зависимости от их качества и условий эксплуатации, полученные результаты до сих пор были неоднозначны, испытания продолжаются.
Разработка циркуляционного переводника, предназначенного для закачки кольматационных пачек в обход КНБК с целью ликвидации поглощения бурового раствора, позволит сократить время строительства бокового ствола, ускорит процесс ликвидации поглощения, а также не позволит усугубить ситуацию в скважине, которая может возникнуть во время СПО для смены КНБК, если в нее не был включен циркуляционный переводник.
Новым направлением для НПП «БУРИНТЕХ» стала разработка прорабатывающих компоновок для спуска обсадной колонны и циркуляционного переводника. Исследования получили право на жизнь в результате информирования специалистов о проблемах, возникающих при спуске колонны обсадных труб, связанных с неустойчивостью ствола скважины (рис. 3), набуханием горных пород (рис. 4), растеплением стенок скважины (рис. 5), и при бурении методом зарезки бокового ствола (ЗБС) с поглощением промывочной жидкости. Для решения поставленной задачи было разработано два типа компоновок для проработки возможных мест сужения и набухания стенок скважины без необходимости вращения колонны: разбуриваемая и неразбуриваемая системы.
Компоновка с разбуриваемым гидравлическим силовым приводом получила название БИТ-РЗД (рис. 6). Особенности данной системы в том, что внутренние детали состоят из цветных металлов и полимерных материалов,
Серия роликовых калибраторов со сменными секциями предназначена для использования при бурении протяженных направленных скважин со сложной геометрией, а также скважин с горизонтальным окончанием. Применение данного инструмента позволяет уменьшать потери крутящего момента, существенно снижает вероятность прихвата компоновки, уплотняет стенки скважины.
позволяющих разбуривать стандартным PDC долотом, и, кроме того, она оснащается аварийной цементировочной диафрагмой. Компоновка с неразбуриваемым гидравлическим силовым приводом получила название БИТ-ДОК (рис. 7). В отличие от разбуриваемой компоновки данная система представляет собой аналог ГЗД и применяется при спуске последней секции обсадной колонны, не требующей дальнейшего разбуривания. 
Разработка циркуляционного переводника (рис. 8), предназначенного для закачки кольматационных пачек в обход КНБК с целью ликвидации поглощения бурового раствора, позволит сократить время строительства бокового ствола, ускорит процесс ликвидации поглощения, а также не позволит усугубить ситуацию в скважине, которая может возникнуть во время СПО для смены КНБК, если в нее не был включен циркуляционный переводник.
ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА
Роликовые калибраторы
Серия роликовых калибраторов (рис. 9) со сменными секциями предназначена для использования при бурении протяженных направленных скважин со сложной геометрией, а также скважин с горизонтальным окончанием. Применение данного инструмента позволяет уменьшать потери крутящего момента, существенно снижает вероятность прихвата компоновки, уплотняет стенки скважины.
Расширители шарошечные предназначены для расширения скважин сплошным забоем. Низкий крутящий момент, необходимый для эффективной работы расширителя, позволяет использовать данный тип инструмента для бурения скважин большого диаметра.
Три независимо вращающихся друг относительно друга ролика с минимизированной зоной контакта позволяют значительно снизить трение колонны относительно стенки скважины и соответственно возникающий при этом момент. Данный фактор позволяет снизить прихват колонны и возникающие при этом срывы, что в свою очередь положительно влияет на надежность телеметрической системы, резьбовые соединения, двигательные и роторно-управляемые системы и непосредственно породоразрушающий инструмент. Возможность смены отработанных секций в условиях буровой позволяет облегчить и расширить границы применения данного инструмента.
Для обеспечения безопасной и безаварийной установки клин-отклонителя и фрезерования «окна» в обсадной колонне Ø245 мм в сложных скважинных условиях оперативно и качественно были проведены услуги по фрезерованию «окна» в обсадной колонне на месторождении «Одопту-море» с применением комплекта технических средств типа ФКО-245 «Overhead-Hydro» производства НПП «БУРИНТЕХ».
Расширитель шарошечный
Расширители шарошечные (рис. 10) предназначены для расширения скважин сплошным забоем. Низкий крутящий момент, необходимый для эффективной работы расширителя, позволяет использовать данный тип инструмента для бурения скважин большого диаметра. Различные конфигурации вооружения позволяют эффективно применять расширители шарошечные в любых горно-геологических условиях с высокой эффективностью и надежностью. Возможность применения сменных секций позволяет увеличить срок эксплуатации.
ФРЕЗЕРНЫЙ И РАЗДВИЖНОЙ ИНСТРУМЕНТ
Ориентирование и установка гидравлического клин-отклонителя «Overhead-Hydro» в обсадной колонне с применением телесистемы с гидравлическим каналом связи
Технология «Clean Core» System», которая сочетает применение бурильной головки специальной конструкции, обеспечивающей защиту керна от потока бурового раствора, комплекта кернорвателей с удлиненной частью башмака и изолирующего агента «ИЗОКОР», обеспечивает снижение до минимума времени контакта и степени влияния промывочной жидкости на керн.
Для обеспечения безопасной и безаварийной установки клин-отклонителя и фрезерования «окна» в обсадной колонне Ø245 мм в сложных скважинных условиях оперативно и качественно были проведены услуги по фрезерованию «окна» в обсадной колонне Ø245 мм на месторождении «Одопту-море» с применением комплекта технических средств типа ФКО-245 «Overhead-Hydro» производства НПП «БУРИНТЕХ».
Сканирование отобранного керна в условиях буровой и определение общей гамма-активности для привязки керна к гамма-каротажу скважины позволяет определять оптимальные места отбора образцов для консервации. Высокоточные мобильные приборы для проведения гамма-каротажа удобны в использовании и могут эксплуатироваться в диапазоне температур от -40 до +40 °С.
Система «Overhead-Hydro» является гидравлической, комплектуется гидравлическим трубным якорем типа «ЯГТ» и не требует упора на забой. Для ориентирования системы «Overhead-Hydro» с использованием телесистемы с гидравлическим каналом связи в компоновку включается перепускной клапан типа ППШ.ТС, позволяющий предварительно производить ориентирование клин-отклонителя при необходимом расходе и последующую активацию/установку гидравлического трубного якоря путем повышения расхода до расчетной величины.
Скважинные условия: работы были проведены на глубине 3600 м в интервале большого зенитного угла
(83 градуса) при малой вертикали (1396 м).
Результат: применение комплекта технических средств типа ФКО-245 «Overhead-Hydro» позволило сократить сроки строительства скважины, обеспечило качественное выполнение работ в сложных скважинных условиях с высокими показателями (скорость фрезерования «окна» составила 0,6 м/ч, бурения технологического «кармана» – 2,1 м/ч).
КЕРНООТБОРНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Постоянное совершенствование техники и технологии отбора керна позволяет достигать максимального качества отобранных образцов и сохранности их первоначальных свойств, а также высоких механических скоростей бурения с отбором керна и увеличенной длины керноотбора за рейс.
1. Специалистами НПП «БУРИНТЕХ» спроектировано уникальное керноотборное оборудование, которое предназначено для отбора 180 м керна за рейс. По сравнению со стандартным методом новая разработка позволяет сэкономить время на спускоподъемные операции в 10 раз.
2. Защита керна от негативного влияния бурового раствора на исходные свойства материала — одна из важнейших задач при проектировании и подборе оборудования для отбора керна.
Технология «Clean Core» System» (рис. 13), которая сочетает применение бурильной головки специальной конструкции, обеспечивающей защиту керна от потока бурового раствора, комплекта кернорвателей с удлиненной частью башмака и изолирующего агента «ИЗОКОР», обеспечивает снижение до минимума времени контакта и степени влияния промывочной жидкости на керн.
3. Отбор керна с изолирующей жидкостью дает возможность получения большого массива дополнительных данных о коллекторе. Однако при отборе керна в стволах со сложным профилем, вскрывающих неустойчивые пропластки, где идет постоянное образование шламовых подушек и осыпей породы, существует большой риск попадания шлама в керноприемную трубу и выдавливания изолирующей жидкости во время спуска компоновки. Клапанная система для защиты керна от шлама и бурового раствора (рис. 14) позволит предотвратить указанные выше осложнения.
4. Сканирование отобранного керна в условиях буровой и определение общей гамма-активности для привязки керна к гамма-каротажу скважины позволяет определять оптимальные места отбора образцов для консервации. Высокоточные мобильные приборы для проведения гамма-каротажа (рис. 15) удобны в использовании и могут эксплуатироваться в диапазоне температур от -40 до +40 °С.
Совершенствование бурильных головок позволяет расширять возможности отбора керна даже в самых сложных горно-геологических условиях.
Использование бурильных головок с матричным корпусом позволяет значительно увеличить стойкость корпуса от размыва, а также ремонтопригодность. Конструкция бурильной головки (рис. 16) позволяет оптимально расположить PDC резцы и защитить корпус от размыва и абразивного износа.
В последние годы российские и зарубежные исследователи и разработчики скважинного бурового оборудования проявляют значительный интерес к явлению неравномерного движения бурильной колонны, компоновки низа бурильной колонны и долот PDC в процессе бурения.
Данное явление известно за рубежом как «Stick-slip» и обусловлено непостоянством сил трения в процессе бурения скважины.
Постоянное совершенствование применяемых матричных и алмазных материалов, конструкции бурильных головок (рис. 17) для отбора керна в крепких и очень крепких горных породах позволяет увеличивать стойкость и скорость бурения даже в самых сложных геологических условиях.
СКВАЖИННЫЙ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ИНСТРУМЕНТ
В последние годы российские и зарубежные исследователи и разработчики скважинного бурового оборудования проявляют значительный интерес к явлению неравномерного движения бурильной колонны, компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и долот PDC в процессе бурения. Данное явление известно за рубежом как «Stick-slip» и обусловлено непостоянством сил трения в процессе бурения скважины.
Специалистами НПП «БУРИНТЕХ» спроектировано уникальное керноотборное оборудование, которое предназначено для отбора 180 м керна за рейс. По сравнению со стандартным методом новая разработка позволяет сэкономить время на спускоподъемные операции в 10 раз.
Известно, что сила трения покоя намного превышает силу трения движения, в результате движение скважинного оборудования осуществляется рывками, особенно при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Как результат — вследствие значительной силы трения между стенкой скважины и колонной бурильных труб, процесс передачи осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент затруднен, движение инструмента осуществляется рывками, с проявлением сильной осевой и крутильной вибрации и одиночных ударов.
Протектор забойный имеет шпиндельную шлицевую пару, выполненную по винтовой поверхности, позволяющую кроме гашения вибрации также организовать обратную связь между
burneft.ru
|
Complications’ elimination during construction of deep oil & gas wells G. Abdrakhmanov, «TatNIPIneft», М. Zalyatov, «UK SystemService» Co, Ltd., Расширяемые в диаметре обсадные трубы, производимые в Татарстане, помогают ликвидировать осложнения при строительстве глубоких нефтяных и газовых скважин Produced in Tartarstan casing pipes enlarged in diameter help to eliminate complications during construction of deep oil & gas wells С увеличением глубин скважин резко возрастают их материалоемкость и энергоемкость, снижаются скорости бурения, повышается стоимость буровых работ. В большой мере это связано с необходимостью разобщения пластов, несовместимых по условиям бурения (разнонапорные пласты, зоны обвалов и другие), промежуточными обсадными колоннами. Анализ типовых конструкций скважин показывает, что от 30 до 80% обсадных труб и тампонажного цемента затрачивается для разобщения зон поглощения бурового раствора и обвалов пород. Несмотря на то что такие пласты часто имеют относительно небольшую мощность – 20 – 100 м, для их перекрытия используются обсадные колонны длиной от 500 до 4000 м. Поэтому принятая во всем мире технология разобщения пластов с телескопическим расположением обсадных колонн проектируется с точки зрения перекрытия всех разнонапорных пластов и зон обвалов, предполагая бурение скважины до проектной глубины с минимальным возможным количеством промежуточных обсадных колонн. Но такая технология при бурении в сложных геологических условиях, а особенно при бурении поисковых и разведочных скважин, зачастую исчерпывает свои возможности уже при глубинах 4 – 5 тыс. метров, т. к. приходится добуривать скважину долотами малого диаметра, что затрудняет бурение и крепление и серьезно ограничивает возможности испытания и дальнейшей эксплуатации скважин.Традиционно применяемые технологические приемы, направленные на решение этих проблем, связаны со стремлением увеличить протяженность открытого необсаженного ствола путем постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств. Такой подход приводит к частым водонефтегазопроявлениям, поглощениям бурового раствора, обвалам пород и прихвату бурового инструмента, а иногда и к потерям ствола скважины. Снижается и качество крепления таких интервалов, что вызывает заколонные перетоки, которые приводят к негативным последствиям уже в процессе эксплуатации скважин. Кроме того, из-за невозможности изоляции существующими методами зон осложнений, возникающих неожиданно (т. е. на их изоляцию промежуточные колонны не предусмотрены), некоторые скважины приходится ликвидировать или перебуривать заново. В связи с этим созданный в Татарстане нетрадиционный метод локального крепления скважин расширяемыми в поперечном сечении профильными обсадными трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования имеет особую значимость при строительстве сложных и глубоких скважин. Разработаны научные основы конструирования всего оборудования и сопутствующих технических средств для локального крепления стенок скважин. С целью организации серийного производства расширяемых обсадных колонн (профильных перекрывателей) в г. Азнакаево Республики Татарстан построен завод ООО «Перекрыватель», входящий в группу компаний «Система-Сервис» (г. Альметьевск). Для этого был осуществлен весь комплекс работ по проектированию и изготовлению волочильно-профилирующего стана усилием 100 тонн, по разработке большой номенклатуры нестандартного оборудования, совершенствованию всего технологического процесса изготовления профильных труб, разработке высокоэффективной технологии индукционного нагрева труб при отжиге, модернизации профилирующих устройств. Результатом этих работ является полное решение проблемы изоляции зон поглощений бурового раствора, независимо от интенсивности поглощения и кавернозности пород. Применено более 1400 перекрывателей вместо промежуточных колонн и колонн «летучек». Ряд скважин глубиной 3000 – 4000 м (в Литве, Братской, Ленской экспедициях, «Ямалнефтегазгеологии», «Оренбургнефти») были обречены на ликвидацию и перебуриванию заново из-за невозможности изоляции зон осложнений существующими методами. Все они были восстановлены с помощью техники и технологии локального крепления и добурены до проектной глубины. О высокой надежности технологии и оборудования для локального крепления зон осложнений свидетельствует то, что почти все скважины, в которых применялся этот метод, добурены до проектной глубины независимо от количества спуско-подъемных операций и объема бурения. Например, на скважине №2602 «Оренбургнефть» после крепления зоны поглощения профильным перекрывателем в интервале 3294 – 3321 м было пробурено роторным способом 1167 м и за 1008 часов произведено 79 спуско-подъемных операций. Никаких проблем в зоне крепления перекрывателем не было [1]. В феврале 2012 г. проведены уникальные работы по изоляции нескольких зон осложнений установкой профильного перекрывателя на скважине №2 Муравлинской площади в Саратовской области. Бурение скважины осуществляла компания ООО «НьюТек Сервисез». Конструкция скважины приведена на рис. 1. Основные осложнения возникли при бурении из-под колонны диаметром 245 мм в интервале 4000 – 4113 м. В интервале 4003 – 4006 м механическая скорость увеличилась до 17 м/час, возникли газоводопроявления с γ – 1,14 г/см3. В интервалах 4022 – 4037 м, 4070 – 4078 м, 4087 – 4113 м при бурении было не только увеличение механической скорости бурения, но и провалы инструмента с поглощением бурового раствора, до полной потери циркуляции.  Рис. 1. Конструкция скважины №2 Муравлинской площади Всего на ликвидацию геологического осложнения было затрачено 2,5 тысячи часов, приготовлено бурового раствора и кольматационных пачек в общем объеме 2537 м3, в том числе 466 м3 – кольматирующие пачки. Потери промывочной жидкости в скважине за время ликвидации поглощения составили 2126 м3.После проведения большого количества изоляционных работ и отсутствия положительного результата специалистами ООО «НьюТекСервисез» и ООО «Перекрыватель» было принято решение о необходимости перекрытия зон осложнений профильным перекрывателем ОЛКС-216 С (оборудование локального крепления скважин диаметром 216 мм со сварным соединением профильных труб). По данным геофизических исследований (рис. 2), был откорректирован интервал установки перекрывателя и успешно проведены изоляционные работы. На технологические операции локального крепления интервала 3991,5 – 4116 м (124,5 м) без уменьшения диаметра скважины и без цементирования затрачено 124 часа, что составляет 5% от общего времени изоляционных работ, проведенных в этом интервале с применением различных видов тампонажных материалов.  Рис. 2. Результаты геофизических исследований и интервал установки расширяемой «летучки» Очевидно, что технология и оборудование для локального крепления скважин являются весьма надежными и эффективными. Это достижение компании «Татнефть» в области строительства скважин, при своевременном применении значительно снижающее потребление энергии, материалов и сокращающее сроки строительства скважин [2]. На технологии и технику локального крепления скважин профильными трубами получено более 45 патентов на изобретения Российской Федерации и 59 – зарубежных стран. Разработки в этом направлении удостоились золотых медалей на четвертом Международном салоне промышленной собственности «Архимед-2001» в Москве и на крупнейшей американской выставке изобретений ИМПЕКС-17 в мае того же года в Питсбурге, штат Пенсильвания, а в 2012 г. – серебряной медали «Архимед-2012» за усовершенствованное более надежное устройство для установки профильного перекрывателя в скважине.Наши пожелания буровым и нефтегазодобывающим компаниям: не надо доводить осложнения, возникающие при бурении, до серьезных проблем, эффективнее в проектах на строительство скважин предусматривать технологию локального крепления расширяемыми в поперечном сечении профильными «летучками».
Комментарии посетителей сайта | Авторизация |
burneft.ru
Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создание больших депрессий в процессе эксплуатации упомянутого трещинного коллектора. По способу циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку. Этим временно изолируют зону поглощения. Затем осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения. После этого вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек. Реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины. Затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта. Повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии». Этим перекрывают ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора. Выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото. Продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения. После этого операцию закрепления трещин повторяют. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации резервуара, залежи, месторождения. Сущность изобретения: способ включает поэтапное (циклическое) закрепление трещин призабойной зоны пласта (ПЗП) проппантом после возникновения поглощения промывочной жидкости в процессе бурения по продуктивному коллектору. Далее производится изоляция зоны поглощения или участка ствола вязкой кольматационной (кислоторастворимыми) пачкой и продолжается бурение до следующей зоны поглощения. Проведение гидроразрыва пласта не требуется в связи с тем, что описываемый карбонатный коллектор характеризуется наличием трещин с большой раскрытостью (более 1 мм) и, соответственно, большой приемистостью (давление закачки на устье до 0,2-0,3 МПа, расход более 50 м3/час).
Известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (Патент РФ 2171368, кл. Е21В 43/20, 2000). Данный способ позволяет снизить процентное содержание воды в конечной продукции. Эффект достигается за счет контроля закачки (производительность и давление) в нагнетающих и добывающих скважинах.
Наиболее близким способом является способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003 (Прототип)). Он заключается в поэтапной обработке бурового раствора химическими реагентами в процессе первичного вскрытия продуктивного коллектора. Тем самым достигается качественное первичное вскрытие с минимальным воздействием на ПЗП и обеспечение оптимальных дебитов скважин.
Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают ухудшение фильтрационных свойств карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (смыкание трещин) за счет создания больших депрессий и неизбежного падения пластового давления в процессе эксплуатации резервуара. Поддержание пластового давления в цикле эксплуатации нефтегазового месторождения на уровне начальных (природных) значений сегодня является практически невыполнимой задачей. Снижение пластового давления может идти различными темпами и уже в первые годы добычи пластовое давление может снизиться на несколько процентов. Этого значения достаточно для начала смыкания трещин в продуктивном пласте, что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.K., Конторович А.А, Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. С. 104-107). Значительная величина депрессии, создаваемая в процессе эксплуатации, оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства трещинного карбонатного коллектора, тем самым уменьшая продуктивность добывающих скважин по нефти, что в целом для месторождения может достигать 27%.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным бурением с целью предотвращения смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой продуктивности добывающих скважин по нефти.
Сущность предлагаемого изобретения - поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (когда продуктивный пласт характеризуется природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием), после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.
Техническим результатом предложенного способа является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивного коллектора с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.
Технический результат достигается предлагаемым способом первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающим его первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, полное вскрытие зоны поглощения с подбуриванием 15-20 м, при этом после вскрытия каждого протяженного поглощающего трещиноватого интервала долотом - в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме Q=15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость на трещинный коллектор, одновременно продавливают проппант на режиме закачки Q=15 л/сек, Р=2-3 МПа в призабойную зону пласта с целью закрепления вскрытых трещин в естественном состоянии, затем повторно продавливают вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку в ПЗП на «равновесии», временно перекрывая трещины в зоне поглощения бурового раствора, и далее после спуско-подъемной операции продолжают бурение горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения.
Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: полное вскрытие зоны поглощения, временную изоляцию ПЗП, спуско-подъемную операцию (СПО) на смену КНБК на бурильный инструмент с «воронкой», вымыв изолирующей пачки из ПЗП, закрепление естественных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, СПО на смену КНБК на бурение скважин. Цикл повторяется при вскрытии новой зоны полного поглощения.
Процесс закрепления трещин становится возможным без проведения гидроразрыва в связи со специфическими особенностями трещинного карбонатного коллектора. Раскрытость естественных трещин может достигать от долей до десятков миллиметров (Юрубчено-Тохомское месторождение). Основную роль в продуктивности скважины играет именно вскрытие таких естественных высокопроницаемых трещиноватых зон. Первичное вскрытие таких зон всегда характеризуется поглощением бурового раствора, что является индикатором для начала проведения работ по закреплению естественных трещин. Доказанным является тот факт, что снижение пластового давления или создание больших депрессий в призабойной зоне пласта может спровоцировать необратимое смыкание трещин. Это приведет к резкому падению продуктивности скважины, а в масштабах всего месторождения это приведет к резкому снижению добычи и, как следствие, к значительному падению рентабельности (до 27%) всего объекта разработки. Применение данной технологии позволяет обеспечить безопасность, качество и непрерывность проводимого вскрытия бурением нефтяного пласта с АНПД с одной стороны. С другой стороны - обеспечить закрепление проницаемых естественных трещин в ПЗП с целью расширения возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный нефтенасыщенный интервал в последующем и после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя как % содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему). Заявляемый способ позволяет также достичь эффекта снижения репрессии при бурении на трещиноватый коллектор и рифейскую флюидную геодинамическую систему (вскрываемый бурением нефтенасыщенный карбонатный трещинный коллектор). Это, в свою очередь, снижает риск возникновения катастрофических поглощений и последующего газонефтеводопроявления при соблюдении условий жестко ограниченной по величине статической либо динамической репрессии. Тем самым дополнительно обеспечивается техническая безопасность работ и непрерывность цикла углубления скважины в условиях постоянного ограниченного поглощения в процессе вскрытия карбонатного трещинного нефтенасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе карбонатного коллектора рифея в условиях аномально низких пластовых давлений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.
Производится бурение в интервале горизонтального ствола 3061-3257 м на режимах Q=14 л/сек; Р=135-159 атм; G=7-12 тн; N=45-60 об/мин; М=1,6-1,7 т*м; Vротора=2,8 м/ч; Vслайда=2,1 м/ч. Шлам: доломит 100%.
На глубине 3251 м фиксируется увеличение мех. скорости до 10,1 м/ч. Поглощение интенсивностью до 12 м3/ч. На глубине 3252,5 м полное поглощение.
Далее производится закачка вязкой кольматационной кислоторастворимой пачки на основе бурового раствора в V=10 м3 на «равновесии». Q=10 л/с, Р=81 атм. Осуществляется подъем КНБК для смены на «воронку» для закачки проппанта. После спуска бурильного инструмента с «воронкой» осуществляется вымыв вязкой кольматационной пачки на режиме Р=15 л/с.
Затем устье обвязывается по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачка проппанта осуществляется на режиме Q=15 л/сек. Задавка в естественные трещины осуществляется при загерметизированном устье на давлениях, не превышающих Р=2-3 МПа. В случае начала повышения давления закачку прекращают. Основной особенностью естественных трещин в карбонатных коллекторах является зависимость их раскрытия от забойного/пластового давления. Во время поглощения значение гидростатического давления бурового раствора выравнивается со значением пластового давления. Дополнительный перепад в 2-3 МПа позволяет закачивать проппант в естественные трещины, при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимается, тем самым они смыкаются в естественное состояние и удерживают находящийся в них проппант. Далее снова в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку на «равновесии». Выполняют подъем «воронки» для смены «КНБК» на бурение. В дальнейшем осуществляется бурение до следующей зоны поглощения. Весь алгоритм повторяется сначала.
Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, отличающийся тем, что циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта, затем повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии», перекрывая ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора, выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото и далее продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения, после чего операцию закрепления трещин повторяют.
findpatent.ru
Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации резервуара, залежи, месторождения. Сущность изобретения: способ включает поэтапное (циклическое) закрепление трещин призабойной зоны пласта (ПЗП) проппантом после возникновения поглощения промывочной жидкости в процессе бурения по продуктивному коллектору. Далее производится изоляция зоны поглощения или участка ствола вязкой кольматационной (кислоторастворимыми) пачкой и продолжается бурение до следующей зоны поглощения. Проведение гидроразрыва пласта не требуется в связи с тем, что описываемый карбонатный коллектор характеризуется наличием трещин с большой раскрытостью (более 1 мм) и, соответственно, большой приемистостью (давление закачки на устье до 0,2-0,3 МПа, расход более 50 м3/час).
Известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (Патент РФ 2171368, кл. Е21В 43/20, 2000). Данный способ позволяет снизить процентное содержание воды в конечной продукции. Эффект достигается за счет контроля закачки (производительность и давление) в нагнетающих и добывающих скважинах.
Наиболее близким способом является способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003 (Прототип)). Он заключается в поэтапной обработке бурового раствора химическими реагентами в процессе первичного вскрытия продуктивного коллектора. Тем самым достигается качественное первичное вскрытие с минимальным воздействием на ПЗП и обеспечение оптимальных дебитов скважин.
Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают ухудшение фильтрационных свойств карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (смыкание трещин) за счет создания больших депрессий и неизбежного падения пластового давления в процессе эксплуатации резервуара. Поддержание пластового давления в цикле эксплуатации нефтегазового месторождения на уровне начальных (природных) значений сегодня является практически невыполнимой задачей. Снижение пластового давления может идти различными темпами и уже в первые годы добычи пластовое давление может снизиться на несколько процентов. Этого значения достаточно для начала смыкания трещин в продуктивном пласте, что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.K., Конторович А.А, Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. С. 104-107). Значительная величина депрессии, создаваемая в процессе эксплуатации, оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства трещинного карбонатного коллектора, тем самым уменьшая продуктивность добывающих скважин по нефти, что в целом для месторождения может достигать 27%.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным бурением с целью предотвращения смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой продуктивности добывающих скважин по нефти.
Сущность предлагаемого изобретения - поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (когда продуктивный пласт характеризуется природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием), после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.
Техническим результатом предложенного способа является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивного коллектора с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.
Технический результат достигается предлагаемым способом первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающим его первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, полное вскрытие зоны поглощения с подбуриванием 15-20 м, при этом после вскрытия каждого протяженного поглощающего трещиноватого интервала долотом - в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме Q=15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость на трещинный коллектор, одновременно продавливают проппант на режиме закачки Q=15 л/сек, Р=2-3 МПа в призабойную зону пласта с целью закрепления вскрытых трещин в естественном состоянии, затем повторно продавливают вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку в ПЗП на «равновесии», временно перекрывая трещины в зоне поглощения бурового раствора, и далее после спуско-подъемной операции продолжают бурение горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения.
Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: полное вскрытие зоны поглощения, временную изоляцию ПЗП, спуско-подъемную операцию (СПО) на смену КНБК на бурильный инструмент с «воронкой», вымыв изолирующей пачки из ПЗП, закрепление естественных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, СПО на смену КНБК на бурение скважин. Цикл повторяется при вскрытии новой зоны полного поглощения.
Процесс закрепления трещин становится возможным без проведения гидроразрыва в связи со специфическими особенностями трещинного карбонатного коллектора. Раскрытость естественных трещин может достигать от долей до десятков миллиметров (Юрубчено-Тохомское месторождение). Основную роль в продуктивности скважины играет именно вскрытие таких естественных высокопроницаемых трещиноватых зон. Первичное вскрытие таких зон всегда характеризуется поглощением бурового раствора, что является индикатором для начала проведения работ по закреплению естественных трещин. Доказанным является тот факт, что снижение пластового давления или создание больших депрессий в призабойной зоне пласта может спровоцировать необратимое смыкание трещин. Это приведет к резкому падению продуктивности скважины, а в масштабах всего месторождения это приведет к резкому снижению добычи и, как следствие, к значительному падению рентабельности (до 27%) всего объекта разработки. Применение данной технологии позволяет обеспечить безопасность, качество и непрерывность проводимого вскрытия бурением нефтяного пласта с АНПД с одной стороны. С другой стороны - обеспечить закрепление проницаемых естественных трещин в ПЗП с целью расширения возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный нефтенасыщенный интервал в последующем и после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя как % содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему). Заявляемый способ позволяет также достичь эффекта снижения репрессии при бурении на трещиноватый коллектор и рифейскую флюидную геодинамическую систему (вскрываемый бурением нефтенасыщенный карбонатный трещинный коллектор). Это, в свою очередь, снижает риск возникновения катастрофических поглощений и последующего газонефтеводопроявления при соблюдении условий жестко ограниченной по величине статической либо динамической репрессии. Тем самым дополнительно обеспечивается техническая безопасность работ и непрерывность цикла углубления скважины в условиях постоянного ограниченного поглощения в процессе вскрытия карбонатного трещинного нефтенасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе карбонатного коллектора рифея в условиях аномально низких пластовых давлений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.
Производится бурение в интервале горизонтального ствола 3061-3257 м на режимах Q=14 л/сек; Р=135-159 атм; G=7-12 тн; N=45-60 об/мин; М=1,6-1,7 т*м; Vротора=2,8 м/ч; Vслайда=2,1 м/ч. Шлам: доломит 100%.
На глубине 3251 м фиксируется увеличение мех. скорости до 10,1 м/ч. Поглощение интенсивностью до 12 м3/ч. На глубине 3252,5 м полное поглощение.
Далее производится закачка вязкой кольматационной кислоторастворимой пачки на основе бурового раствора в V=10 м3 на «равновесии». Q=10 л/с, Р=81 атм. Осуществляется подъем КНБК для смены на «воронку» для закачки проппанта. После спуска бурильного инструмента с «воронкой» осуществляется вымыв вязкой кольматационной пачки на режиме Р=15 л/с.
Затем устье обвязывается по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачка проппанта осуществляется на режиме Q=15 л/сек. Задавка в естественные трещины осуществляется при загерметизированном устье на давлениях, не превышающих Р=2-3 МПа. В случае начала повышения давления закачку прекращают. Основной особенностью естественных трещин в карбонатных коллекторах является зависимость их раскрытия от забойного/пластового давления. Во время поглощения значение гидростатического давления бурового раствора выравнивается со значением пластового давления. Дополнительный перепад в 2-3 МПа позволяет закачивать проппант в естественные трещины, при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимается, тем самым они смыкаются в естественное состояние и удерживают находящийся в них проппант. Далее снова в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку на «равновесии». Выполняют подъем «воронки» для смены «КНБК» на бурение. В дальнейшем осуществляется бурение до следующей зоны поглощения. Весь алгоритм повторяется сначала.
Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, отличающийся тем, что циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта, затем повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии», перекрывая ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора, выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото и далее продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения, после чего операцию закрепления трещин повторяют.edrid.ru
СПОСОБ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ БУРЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА В ТРЕЩИННОМ ТИПЕ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации резервуара, залежи, месторождения. Сущность изобретения: способ включает поэтапное (циклическое) закрепление трещин призабойной зоны пласта (ПЗП) проппантом после возникновения поглощения промывочной жидкости в процессе бурения по продуктивному коллектору. Далее производится изоляция зоны поглощения или участка ствола вязкой кольматационной (кислоторастворимыми) пачкой и продолжается бурение до следующей зоны поглощения. Проведение гидроразрыва пласта не требуется в связи с тем, что описываемый карбонатный коллектор характеризуется наличием трещин с большой раскрытостью (более 1 мм) и, соответственно, большой приемистостью (давление закачки на устье до 0,2-0,3 МПа, расход более 50 м3/час).
Известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (Патент РФ 2171368, кл. Е21В 43/20, 2000). Данный способ позволяет снизить процентное содержание воды в конечной продукции. Эффект достигается за счет контроля закачки (производительность и давление) в нагнетающих и добывающих скважинах.
Наиболее близким способом является способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003 (Прототип)). Он заключается в поэтапной обработке бурового раствора химическими реагентами в процессе первичного вскрытия продуктивного коллектора. Тем самым достигается качественное первичное вскрытие с минимальным воздействием на ПЗП и обеспечение оптимальных дебитов скважин.
Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают ухудшение фильтрационных свойств карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (смыкание трещин) за счет создания больших депрессий и неизбежного падения пластового давления в процессе эксплуатации резервуара. Поддержание пластового давления в цикле эксплуатации нефтегазового месторождения на уровне начальных (природных) значений сегодня является практически невыполнимой задачей. Снижение пластового давления может идти различными темпами и уже в первые годы добычи пластовое давление может снизиться на несколько процентов. Этого значения достаточно для начала смыкания трещин в продуктивном пласте, что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.K., Конторович А.А, Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. С. 104-107). Значительная величина депрессии, создаваемая в процессе эксплуатации, оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства трещинного карбонатного коллектора, тем самым уменьшая продуктивность добывающих скважин по нефти, что в целом для месторождения может достигать 27%.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным бурением с целью предотвращения смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой продуктивности добывающих скважин по нефти.
Сущность предлагаемого изобретения - поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (когда продуктивный пласт характеризуется природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием), после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.
Техническим результатом предложенного способа является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивного коллектора с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.
Технический результат достигается предлагаемым способом первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающим его первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, полное вскрытие зоны поглощения с подбуриванием 15-20 м, при этом после вскрытия каждого протяженного поглощающего трещиноватого интервала долотом - в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме Q=15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость на трещинный коллектор, одновременно продавливают проппант на режиме закачки Q=15 л/сек, Р=2-3 МПа в призабойную зону пласта с целью закрепления вскрытых трещин в естественном состоянии, затем повторно продавливают вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку в ПЗП на «равновесии», временно перекрывая трещины в зоне поглощения бурового раствора, и далее после спуско-подъемной операции продолжают бурение горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения.
Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: полное вскрытие зоны поглощения, временную изоляцию ПЗП, спуско-подъемную операцию (СПО) на смену КНБК на бурильный инструмент с «воронкой», вымыв изолирующей пачки из ПЗП, закрепление естественных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, СПО на смену КНБК на бурение скважин. Цикл повторяется при вскрытии новой зоны полного поглощения.
Процесс закрепления трещин становится возможным без проведения гидроразрыва в связи со специфическими особенностями трещинного карбонатного коллектора. Раскрытость естественных трещин может достигать от долей до десятков миллиметров (Юрубчено-Тохомское месторождение). Основную роль в продуктивности скважины играет именно вскрытие таких естественных высокопроницаемых трещиноватых зон. Первичное вскрытие таких зон всегда характеризуется поглощением бурового раствора, что является индикатором для начала проведения работ по закреплению естественных трещин. Доказанным является тот факт, что снижение пластового давления или создание больших депрессий в призабойной зоне пласта может спровоцировать необратимое смыкание трещин. Это приведет к резкому падению продуктивности скважины, а в масштабах всего месторождения это приведет к резкому снижению добычи и, как следствие, к значительному падению рентабельности (до 27%) всего объекта разработки. Применение данной технологии позволяет обеспечить безопасность, качество и непрерывность проводимого вскрытия бурением нефтяного пласта с АНПД с одной стороны. С другой стороны - обеспечить закрепление проницаемых естественных трещин в ПЗП с целью расширения возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный нефтенасыщенный интервал в последующем и после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя как % содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему). Заявляемый способ позволяет также достичь эффекта снижения репрессии при бурении на трещиноватый коллектор и рифейскую флюидную геодинамическую систему (вскрываемый бурением нефтенасыщенный карбонатный трещинный коллектор). Это, в свою очередь, снижает риск возникновения катастрофических поглощений и последующего газонефтеводопроявления при соблюдении условий жестко ограниченной по величине статической либо динамической репрессии. Тем самым дополнительно обеспечивается техническая безопасность работ и непрерывность цикла углубления скважины в условиях постоянного ограниченного поглощения в процессе вскрытия карбонатного трещинного нефтенасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе карбонатного коллектора рифея в условиях аномально низких пластовых давлений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.
Производится бурение в интервале горизонтального ствола 3061-3257 м на режимах Q=14 л/сек; Р=135-159 атм; G=7-12 тн; N=45-60 об/мин; М=1,6-1,7 т*м; Vротора=2,8 м/ч; Vслайда=2,1 м/ч. Шлам: доломит 100%.
На глубине 3251 м фиксируется увеличение мех. скорости до 10,1 м/ч. Поглощение интенсивностью до 12 м3/ч. На глубине 3252,5 м полное поглощение.
Далее производится закачка вязкой кольматационной кислоторастворимой пачки на основе бурового раствора в V=10 м3 на «равновесии». Q=10 л/с, Р=81 атм. Осуществляется подъем КНБК для смены на «воронку» для закачки проппанта. После спуска бурильного инструмента с «воронкой» осуществляется вымыв вязкой кольматационной пачки на режиме Р=15 л/с.
Затем устье обвязывается по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачка проппанта осуществляется на режиме Q=15 л/сек. Задавка в естественные трещины осуществляется при загерметизированном устье на давлениях, не превышающих Р=2-3 МПа. В случае начала повышения давления закачку прекращают. Основной особенностью естественных трещин в карбонатных коллекторах является зависимость их раскрытия от забойного/пластового давления. Во время поглощения значение гидростатического давления бурового раствора выравнивается со значением пластового давления. Дополнительный перепад в 2-3 МПа позволяет закачивать проппант в естественные трещины, при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимается, тем самым они смыкаются в естественное состояние и удерживают находящийся в них проппант. Далее снова в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку на «равновесии». Выполняют подъем «воронки» для смены «КНБК» на бурение. В дальнейшем осуществляется бурение до следующей зоны поглощения. Весь алгоритм повторяется сначала.
Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, отличающийся тем, что циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта, затем повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии», перекрывая ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора, выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото и далее продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения, после чего операцию закрепления трещин повторяют.edrid.ru
