1.7 Технологія розкриття пластів при рівновазі пластового та вибійного тисків

В останні роки розпочалось широке використання технології буріння свердловин, при якому підтримується рівновага між пластовим та вибійним тисками, тобто величина диференційного тиску приблизно дорівнює нулю. При використанні такої технології породи-колектори практично не забруднюються, внаслідок чого дебіт свердловини дорівнює максимально можливому. Крім цього, при такому бурінні значно підвищуються швидкості проходки, збільшується термін роботи доліт, зменшуються витрати на промивальні рідини через відсутність потреби обважнювати їх, можна зменшити кількість обсадних колон.

Але при підтримуванні рівноваги пластового та вибійного тисків, особливо при високих значеннях коефіцієнта аномальності пластового тиску, з промивальної рідини біля устя буде виділятись газ, а в кільцевому просторі може виникнути надлишковий тиск.

Умова рівноваги тисків має вигляд:

, (1.8)

де − гідростатичний тиск стовпа промивальної рідини;

− втрати тиску на подолання опорів при русі промивальної рідини в кільцевому просторі свердловини;

− надлишковий тиск на усті кільцевого простору свердловини.

При забезпеченні безперервної якісної дегазації промивальної рідини і недопущенні насичення її нафтою можна досягнути того, що . Для цього під час буріння потрібно використовувати таку промивальну рідину, реологічні параметри якої та режим промивання розрахований так, що виконується така умова:

(1.9)

Перед закінченням буріння певного інтервалу (перед виключенням насосів) проводять заміну рідини в свердловині на рідину більшої густини, яка зберігається в резервних ємностях. При цьому повинна виконуватись така умова:

(1.10)

Таку заміну роблять для операцій, які не вимагають промивання свердловини. Перед відновленням буріння роблять зворотну заміну рідин.

Впровадження такої технології буріння можливе після вирішення двох основних проблем:

1) створення спеціального вибійного та устьового обладнання, яке контролює процеси, що відбуваються у свердловині та виключає можливість викидів флюїду з неї під час буріння. До складу глибинного обладнання включають датчики, які безперервно передають інформацію на денну поверхню. До устьового обладнання належать обертальні превентори високого тиску та штуцери, які автоматично змінюють розміри прохідного отвору, внаслідок чого підтримується постійний протитиск на виході промивальної рідини із свердловини.

2) створення методів та засобів оперативного виявлення зон з аномально-високими тисками. Існує багато способів виявлення зон з аномально-високими тисками за даними, які реєструються на поверхні: збільшення швидкості проходки, зменшення крутного моменту на роторі, підвищення навантаження на гаку вище розрахункового, збільшення рівня промивальної рідини в приймальних ємностях, зміни густини вибурюваної породи, наявність газу в промивальній рідині та ін. Першими ознаками можливого зіткнення пластів з АВПТ може бути зменшення питомого опору породи за даними електричного каротажу та збільшення часу проходження звукової хвилі за даними акустичного каротажу.

Але вказані методи не вважають оперативними, оскільки більшість з перелічених чинників проявляється лише після початку розкриття зон з АВПТ. У закордонній практиці буріння дослідження спрямовані на створення пристроїв, які записують на вибої свердловини дані про роботу долота, параметри промивальної рідини та властивості гірських порід. Крім цього, розроблено спеціальні види каротажів, які дозволяють прогнозувати зони з АВПТ безпосередньо під час буріння [74]. До них належать каротаж, який ґрунтується на залежності між густиною порід та пластовим тиском; моментальний каротаж, де використовується дані про вібрацію бурового інструменту; фіксування наявності газу на вибої у промивальній рідині з допомогою спеціального зонда.

При бурінні глибоких свердловин (до 5000 м і нижче), продуктивні горизонти в більшості випадків розкриваються з репресіями на пласти. Нам уже відомі наслідки неякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим, особливо на родовищах з АВПТ, де використовуються обважнені промивальні рідини.

Указаний чинник буває при бурінні на розвідувальних площах Передкарпатського прогину Рожнятів, Космач-Покутський, Ольховка та ін., де при розкритті нафтоносних пластів використовувався обважнений буровий розчин густиною кг/м³. Репресія на пласти при цьому досягала 15-20 МПа. Внаслідок цього при хорошій геофізичній характеристиці пластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. При бурінні свердловин у таких умовах у результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв’язку пластів зі свердловиною має місце не виявлення нафтогазоносних пластів при випробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних робочих дебітів.

В. Д. Зільберман вказує, що на основні знання закономірності розподілу пластових тисків у покладах при вмілому маневруванні нашими можливостями можна покращити якість розкриття пластів. Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжних колон у продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на пласти.

Обмеження величини репресії густини промивальної рідини на пласти дозволить підвищити ефективність геофізичних робіт і газового каротажу. При розкритті розрізу з великими репресіями на продуктивні пласти проходить витіснення газу від стінок свердловини. У промивальну рідину потрапляє тільки незначна частина газу і на кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. У даному випадку пласти з кращими колекторськими властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть задавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік на газокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивальну рідину низькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у вигляді зон з підвищеною газоносністю. На думку К. А. Анілієва, гідродинамічні процеси, які викликають викиди, поглинання промивальної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин, обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше, чим більша дисгармонія між градієнтами.

Найраціональніше буріння “на балансовій рівновазі” між тиском флюїдів у порах і гідростатичним тиском промивальної рідини в свердловині.

За даними ЦНДЛ ПАТ “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск промивальної рідини повинен перевищувати не більше ніж на 8 – 10 % пластовий тиск. К. А. Анілієв, роблячи посилання на досвід буріння свердловин США, рекомендує цю величину підтримувати в межах 0 –3,5 МПа. У такому випадку, якщо своєчасно виявити момент входження в зону з АВПТ і якщо правильно оцінити величину тиску, то з'являється можливість безаварійного буріння свердловини. Є можливість здійснювати контроль за пластовим тиском у процесі буріння свердловини і проводити її на мінімально необхідній густині промивальної рідини [71].