Бурение на депрессии. Боу во угнту бурение на депрессии Калиев В. О., Логинова М. Е., Гаймалетдинова Г. Л
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
Размещено на http://www.allbest.ru/ ФГБОУ ВО УГНТУ Бурение на депрессииКалиев В.О., Логинова М.Е., Гаймалетдинова Г.Л. УДК 622.2 E-mail: kaliev011097@gmail.com, ufamel@yandex.ru, ggaymaletdinova@mail.ru Уфа Аннотации На сегодняшний день актуальным вопросом нефтегазодобывающей промышленности остается повышение качества вскрытия и освоения коллекторов, содержащих нефть и газ. Новая технология вскрытия продуктивного пласта на депрессии, когда пластовое давление превышает давление столба бурового раствора, позволяет сохранить первородные коллекторские свойства горной породы по сравнению с традиционной. С ее помощью можно добиться повышения дебета скважины в несколько раз, уменьшения срока ее строительства и окупаемости. Ключевые слова: бурение, скважина, депрессия, репрессия, коллектор, порода. Underbalanced drillingKaliev V.O., Loginova M.E., Gaymaletdinova G.L. Nowadays the most actual question of oil producing industry is still quality improvement, completion and development of the reservoir rock containing oil and gas. The new technology of completion the productive strata on underbalanced drilling when pressure reservoir exceeds pressure of a drilling mud fluid column allows to keep first-born comparing with traditional. With her help it is possible to achieve increase in debit of the well several times, reduction of term of her construction and payback. Keywords: drilling, well, underbalanced drilling, reservoir, rock. За последние годы определись основные направления, способствующие росту нефтеотдачи. Примером служат: гидроразрыв продуктивного пласта, паротепловое воздействие на пласт, закачку воздуха в пласты, форсированный отбор жидкости и др [1]. Все эти технологии способствуют минимизации отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивный пласт из-за создаваемого в процессе бурения высокого дифференциального давления (технология вскрытия на репрессии). Это влияние заключается в следующем: проникновение фильтрата технологических жидкостей в структуру порового пространства пород пласта и дальнейшего его взаимодействия с пластовым флюидом (нефтью, газом, минерализованной пластовой водой и т.д.). Накопление фильтрата БР оказывает блокирующее действие, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями. Глинистый раствор при попадании в продуктивный пласт создает стойкую водонефтяную эмульсию и способствует набуханию глин, что приводит к затруднению вытеснения нефти из порового пространства [2]; протекают сложные физико-химические процессы, следствием которых является снижение проницаемости пласта. В буровой практике при бурении поисковых и разведочных скважин получил распространение единственный метод предупреждения газонефтеводопроявлений- утяжеление бурового раствора [2]. При этом давления в пласте завышаются, что приводит к неоправданному завышению плотности БР и как следствие- создается слишком большая разность давлений в скважине и пластовыми давлениями в породах. Также состояние призабойной зоны пласта сильно зависит от операций, которые проводятся при строительстве скважин: бурение, СПО, цементирование и др. При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске бурильных или обсадных труб, более чем в 1,7 раз превышает статическую репрессию столба БР в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом БР приводит к значительному уменьшению фильтрационных свойств ПЗП. Поэтому важнейшим фактором для улучшения газонефтеотдачи является сохранение естественной пористости и проницаемости коллектора. Чаще всего вскрытие продуктивного пласта осуществляется буровым раствором с теми же физико-химическими свойствами (без выбора промывочной среды), что и для бурения основного ствола скважины, поэтому результаты освоения скважины пока еще низки. Изучение причин, снижающих продуктивность скважин, привело к активному внедрению метода их строительства в неравновесных условиях: для вскрытия пластов с низкими пластовыми давлениями и высокой проницаемостью используется метод, при котором давление в скважине ниже пластового (депрессия) [2]. Бурение скважин на депрессии позволяет: уменьшить загрязнение продуктивного пласта, а также призабойной зоны; увеличить показатель проходки до 60% и механической скорости бурения до 20-30% на долото за счет снижение давления непосредственно на долото и угнетающего давления на забой; упростить вынос шлама с забоя скважины: низкое забойное давление снижает удерживающую силу отрыва частиц от забоя, что способствует эффективному удалению их с ПЗП; вовлекать в разработку низкодебетовые залежи и месторождения с трудноизвлекаемыми запасами; повысить дебет скважин, а значит уменьшить срок окупаемости их строительства; снизить масштаб проблем, связанных с отрицательным воздействием на продуктивный пласт избыточного давления при бурении скважины. В качестве промывочной жидкости при данной технологии выступает буровой раствор низкой плотности (это может быть как вода, так и нефть), а также аэрированные жидкости. Газами для аэрации могут выступать: воздух, азот, природный газ, выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания [1]. Величина депрессии выбирается такой, чтобы эффективное напряжение в скелете горной породы в ПЗП не снижалось более, чем на 10 - 15%, что соответствует требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3]. Расчет максимальной депрессии может быть рассчитан по формуле: ∆𝑃 = 0.1(𝜌гп𝑔𝐻 − 𝑃пл), где 𝜌гп - плотность вышележащих горных пород; g - ускорение свободного падения; H - глубина залегания пласта; 𝑃пл - ожидаемое пластовое давление. Впервые в России бурение скважин в условиях близких к равновесным началось в 1997 г. компанией ОАО «Лукойл» на Ловинском месторождении. В процессе эксперимента были проведены испытания и оценка влияния на продуктивный пласт безглинистого бурового раствора на основе крахмального реагента. По новой технологии было пробурено четыре из одиннадцати скважин, расположенных в кусте. Но в процессе освоения экспериментальных и пробуренных по традиционной технологии скважин не удалось получить ожидаемого прироста дебета из-за неоднородности продуктивного пласта и неравномерности его распределения как по размеру, так и по площади. Непрямым доказательством действенности новой технологии являлось сохранение естественной проницаемости продуктивного коллектора. В экспериментальных скважинах она составляла 0,85-0,98 против 0,5-0,6- в базовых. Таблица 1
Следующим этапом в развитии данной технологии явились экспериментальные работы на Шумовском месторождении. Было пробурено 3 скважины на Верейском и 1 на Башкирском залежах. Залежи состоят из карбонатных коллекторов и имеют средние по площади значения: пористости- 17-18%; проницаемости- 0,219-0,222 мкм2; эффективной нефтенасыщенной толщины- 4-5,3 м. Продуктивные пласты на всех скважинах вскрыты при разнице давлений между забойным и пластовым 0,29-0,3 МПа. Степень депрессии составлял 4-30% от пластового давления. В качестве бурового раствора использовалась нефть с плотностью 870-933 кг/м3 и вязкостью 6-45 МПа·с, аэрированная азотом. При базовом дебите 5,1 т/сут удалось добиться прироста дебита в среднем на 5,6 т/сут по каждой скважине, и проектный дебет составил 10,7 т/сут (т.е. в 2,1 раз выше) (таблица 1). Но одновременно с возможным повышением дебета скважины от 2 до 7 раз возрастает и фактическая стоимость строительства скважин: бурение в неравновесных условиях на 21,5% превысила стоимость скважин, пробуренных по стандартной технологии. Бурение на депрессии проводится специализированными буровыми установками с промывкой забоя с аэрацией азотом компрессорными установками и закрытой циркуляционной системой, что требует наличия на устье специального дополнительного оборудования (рисунок 1) и соответственно является очень затратным и пожароопасным [3]. Это не единственный недостаток данной технологии. Из-за создания недостаточного противодавления на пласт возможен большой риск выброса, а в последствии и пожара. Также если не удается выдержать депрессию, промывочная жидкость по причине отсутствия глинистой корки проникает в незащищенный пласт и ухудшает его фильтрационные свойства [4]. Ухудшается состояние ПЗП из-за низкой теплопроводности промывочной жидкости.  Рисунок 1- Типовая схема обвязки оборудования при вскрытии пластов на депрессии. Итак, как стало понятно из вышеописанного благодаря применению технологии бурения с отрицательным дифференциальным давлением одним из основных преимуществ является минимальное загрязнение пласта и призабойной зоны в частности. Кроме того, позволяет обеспечить повышения коэффициента извлечения нефти и притока, удается достичь увеличения показателя проходки на долото и увеличение механической скорости бурения. Вскрытие продуктивного пласта снижает отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства. Наряду с положительными моментами в результате использования технологии бурения на депрессии существенно возрастает и показатель финансовых затрат на проведение работ. коллектор нефтегазодобывающий скважина Поэтому применение данного метода можно исключительно на основе конкретных условий разрабатываемого месторождения. Список литературыА.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов, М.Р. Мавлютов, Г.В. Конесев, Ф.А. Агзамов, и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2007.-508 с. Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова Химия тампонажных и промывочных растворов: учеб. пособие. Спб.: ООО «Недра», 2011.-268 с. Л.Н. Долгих Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. Пермь: Перм. гос. техн. ун-т., 2007, - 189 с. Г.Л. Гаймалетдинова, М.Е. Логинова Современный взгляд на проблемы в бурении: сборник научных трудов по итогам международной научно-практической конференции. Волгоград: ИЦРОМ, 2017,-62 с.
 |