Курсач по нгпо12. Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
2.6 Промывочные жидкости При бурении БС к технологии промывки предъявляются следующие требования: - способность промывочной жидкости к выносу на поверхность металлических опилок (стружки) во время фрезерования секции («окна») в обсадной колонне; - сохранение устойчивости ствола скважины; обеспечения выноса шлама и недопущение прихвата бурильного инструмента; создание крутящего момента ГЗД; сохранение коллекторских свойств при вскрытии и бурении продуктивного пласта; экологическая безопасность применяемых растворов и химреагентов. Промывка при строительстве БС разделяется на несколько этапов, включающих: - глушение скважины солевым раствором; - вырезание секции («окна») в обсадной колонне на солевом растворе; забуривание и бурение бокового ствола до горизонтального участка; бурение эксплуатационного горизонтального участка. При вырезании секции колонны расход промывочной жидкости должен составлять 10-15 м3/с. В процессе вырезания с целью выноса металлических опилок (стружки) фрезерования колонны рекомендуется приостанавливать через каждые 1-1,5 м. Для качественной очистки промывочной жидкости в компоновку бурильного инструмента необходимо включать металлошламоуловитель. В циркуляционной системе обязательно устанавливать магнитный уловитель металлических стружек. При смене КНБК перед подъемом инструмента, а также после завершения вырезания секции («окна»), рекомендуется производить промывку скважины в течение 2 циклов. Для полной очистки забоя от обломков цемента, металлических опилок и выбуренной породу предлагается прокачивать 0,5 м пачки промывочной жидкости с уловной вязкостью 80-90 с. Высоковязкая пачка раствора приготавливается из КМЦ и полиакриламида. Для нейтрализации действия цемента жидкость обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,2 % от объема раствора. Очистка скважины от шлама определяется в основном, двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком в поверхностной системе, достаточно иметь динамическое напряжение сдвига не приводящее к заметному улучшению очистки скважины от шлама. Погрешность в оценке диаметра скважины и размера шлама может приводить к серьезным ошибкам при оценке выносящей способности раствора и достаточности его структурно- механических показателей. Общими рекомендациями по поддержанию ламинарности потока в интервалах наклонного участка скважины можно считать: - относительно высокое начальное статическое сопротивление сдвигу, обеспечивающее суспензирование шлама в статических условиях; - высокие реологические свойства при низкой скорости сдвига, обусловливающие качественную очистку кольцевого пространства ствола скважины. При забуривание и бурении бокового ствола до продуктивного пласта могут быть рекомендованы рецептуры буровых растворов на основе: - солевого раствора; - КМЦ+ГКЖ+ смазочная добавка (СИБ-ЭСТ); акриловых полимеров Poly-Кеm-D+КМЦ+НТФ. Приготовление бурового раствора на основе КМЦ+ГКЖ.: Свойства раствора: - плотность, кг/м3 1000-1240 - условная вязкость, с 25-30 водоотдача, см3/30мин 5-8 CHC 1/10, дПа 12-бО/27-90 рH 8-9 Приготовление рецептуры бурового раствора с использованием акриловых полимеров. Свойства раствора: - плотность, кг/м3 100-1140 - условная вязкость, с 25-27 водоотдача, см3 /30мин < 6 CHC 1/10, дПа 10-15/15-20 При необходимости плотность бурового раствора повышается путем ввода утяжелителя (карбонатного наполнителя, мела и т.п.) либо увеличением концентрации солей. Для вскрытия и бурения продуктивных горизонтальных участков рекомендуется растворы на основе биополимерных систем (например, IKF, FLО-PRO и т.п.) Биополимерная система ИКАРБ, имеющая в своем составе ХВ полимер, обеспечивает высокий уровень сохранения коллекторских свойств. Компоненты системы подобраны особым образом, что позволяет получить растворы с минимальной фильтрацией и уникальными реологическими свойствами. При высоких градиентах сдвига (истечение из насадок долота, движение в гидроциклонах и т.д.) эффективная вязкость остается минимальной. Подобные реологические свойства позволяют раствору полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины. Соли щелочноземельных металлов, входящие в состав раствора, придают ему ингибирующие свойства. Концентрация и тип соли подбирается таким образом, чтобы обеспечить нужную ингибирующую способность фильтрата. Применение в данной системе мраморной крошки (фракционный состав подбирается с учетом коллекторских свойств пласта) в сочетании с высокомолекулярными полимерами способствует созданию на стенках скважины тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей проникновению фильтрата раствора на большую глубину. Состав системы (кг/м3): - ХВ - полимер 2,5 - PAC ХL/R 3,5 - ИКР 8 Икбиосайд 11л 0,5 Карбонатный утяжелитель 100 Каустическая сода 1 ИКЛУБ 2,5 ИКФАК 1 Показатели бурового раствора: - плотность, кг/м3 1080-1120 - условная вязкость, с 25-35 водоотдача, см3 /30мин 4-6 пластическая вязкость, сПз 10-15 Динамическое напряжение сдвига, дПа 50-80 рH 8,5-10,5 В качестве дополнительного варианта рекомендуется ингибирующая полимерная система ЭКО ФЛЮИД, имеющая в основе реагенты ИКДЖЕЛЬ, ИКР-Н в сочетании с хлористым камнем. Состав: кг/м3 - ИКДЖЕЛЬ 20 - ИКР-Н 20 ИККАРБ 50/75 75 KCI 50 ИКРОС 3 Каустик 4 Показатели бурового раствора: - плотность, кг/м3 1050 - ДНС, дПа 80 СНС, дПа 40/60 водоотдача, см3 /30мин 4 рН 9 Для получения достаточной и достоверной геофизической информации бурения интервала входа в коридор допуска и наклонного участка БС осуществляется с применением буровых ингибированных (в том числе и минерализованных) растворов, обеспечивающих надежную работу электрических методов геофизических исследований. Очистка бурового раствора осуществляется оборудованием, входящим в состав циркуляционных систем, например, НЦ-1, НЦ- 2, НЦ-3 и др., а также импортных. 2.7 Расчет проводки бокового ствола с телеметрическим сопровождением, скважина № 3569, куст № 420 Проектные данные: Глубина пласта по вертикали: 2092,16 м; Амплитуда стола протера: 66,87 м; Абсолютная отметка кровли пласта: 2025,29 м; Параметры «окна»: глубина зарезки 2127,0 м; зенитный угол 30,62 град.; азимут 209,65 град.; Параметры цели: смещение 866 м; дирекционный угол 202,7 град.; зенитный угол входа в пласт 55 град; глубина цели по вертикали 2025,29 град.; Длина участка бурения после входа в пласт: 100 м; Магнитное склонение: 17,7 град; Выполняемые работы: 1. Выполнить расстановку оборудования телеметрической партии на кустовой площадке, установить и закрепить датчики давления, глубины и выключатель «мертвого конца» на буровой установке. 2. Каждый спуск телеметрической системы в скважины производить при достижении проектных параметров бурового раствора согласно плану работ буровой бригады и отсутствии в буровом стволе металлической стружки. . Ориентированная установка клин-отклонителя выполняется следующей компоновкой: - клиновый отклонитель; - центратор клина-отклонителя; телеметрическое оборудование. Установить отклонитель 90 град. влево, относительно направления ствола скважины на глубине 2133 м. . Ориентированное бурение второго ствола скважины с телеметрической системой выполнить в соответствии с проектным профилем; 5. Бурение выполнять компоновкой: - долото 123,8 мм ; - калибратор У-123,8 КС; забойный двигатель ДО-106 с углом перекоса 1 град.; безопасный переводник; телеметрическая система; СБТ до устья. 6. При проводке бокового ствола после каждого замера выполнять проверку сходимости проектного и фактического профилей, а также полученных данных в программах РС DWD и PLUTO (PLANIT). 7. При недоборе интенсивности в интервалах набора кривизны по согласованию с начальником ИТС и мастером бригады бурения произвести замену забойного двигателя на двигатель с большим углом перекоса . В зависимости от фактического профиля второго ствол допускается изменение интервалов набора кривизны и стабилизации по согласованию с геологической службой УЗСБ. Данные профиля скважины были рассчитаны фирмой SPERREY-SUN DRILLING SERVICES и приведены в таблице 2.16. Интенсивность пространственного искривления выражается в градусах на 10,00 м. Отход был вычислен по азимуту 199,949° (Ист.) на основе вычислений минимальной кривизны. На измеренной глубине 2559,22 м, смещение забоя равно 783,53 м, азимут 199,949° (Ист.). Смещение цели - 866 м; Дирекционный угол - 203,7 град.; Глубина кровли пласта АС10 по вертикали (абс.) - 2025,29 м; Глубина цели по вертикали (абс.) - 2030 м; Глубина конечной точки по вертикал (абс.) - 2047,36 м; Угол входа в пласт - 80 град. 2.8 Технология вскрытия продуктивного пласта Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин. В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора. На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы: - закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы; - набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе; тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата; сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев; образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий; - образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами; - миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц; продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды. В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП: - сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии); - изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией; временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом). Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO - PRO и т.п). Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений. На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины. Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях репрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации. Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта. В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым. Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи. В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10-15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта. В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю. Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно. Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов. В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы. Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения. 2.9 Заканчивание скважин Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т.п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя. Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора. |