Бурению горизонтальных скважин 5

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

определенное соотношение между содержанием водной и неводной фаз в эмульсии. Повышенное содержание водной фазы необходимо в случае агрессии Н2S или СО2. Концентрация эмульгаторов в системе должна быть достаточной для эмульгирования посторонней воды, попадающей в раствор, и гидрофобизации обломков выбуренной породы.

При определенных обстоятельствах повышенная растворимость газа в углеводородной дисперсионной среде таких растворов может затруднить обнаружение газопроявлений. Растворимость газа сильно зависит от температуры и давления и попадания газа в раствор является серьезной проблемой в глубоких скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями. По этой причине необходимо регулярно проверять расход бурового раствора, выходящего из скважины. Контроль следует вести при подъеме бурильной колонны. Весьма вероятно, что произошло газопроявление, и попавший в раствор газ может быстро расшириться вблизи поверхности после того, как он перейдет из растворенного в свободное состояние.

Чтобы уменьшить потери раствора на нефтяной основе и вред, наносимый им окружающей среде, необходимо модифицировать буровую: установить обратный клапан на ведущей трубе, приспособление для снятия пленки раствора с наружное поверхности бурильных труб, устроить стойки и поддоны для пролитого раствора (табл. 1.3).

Таблица 1.3

ПРОМЫВОЧНЫЕ СИСТЕМЫ (матрица циркуляционных систем)

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

Полимерно-хлоркалиевые растворы

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

Соленые глинистые растворы

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Загрязнение продуктивного пласта проявляется двумя путями:

•Пониженным дебитом скважины

•Более значительной, чем ожидалось, величиной скин-эффекта. Однако следует отметить, что загрязнение пласта - это лишь один из факторов, влияющих на скин-эффект. Другими факторами, снижающими продуктивность скважины,

являются несовершенство вскрытия перфорацией, несовершенство заканчивания,

влияние искривления скважины, влияние операций по повышению продуктивности скважины, неоднородность пласта, влияние многофазного потока, влияние перфорационных каналов, заполненных песком и гравием,

эффекты, связанные с естественной проницаемостью, а не с эффектом Дарси.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы,

может происходить несколькими методами:

•Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины

•Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта

•Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте:

образование эмульсий, осадков

• Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров

КАК ИЗБЕЖАТЬ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПЛАСТА

Чтобы уменьшить проникновение твердых частиц и фильтрата в продуктивный пласт, буровой раствор должен образовывать тонкую

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

непроницаемую фильтрационную корку. Если фильтрат проникает в пласт: на расстояние более 51 мм от стенки скважины, он должен быть совместим с породой, т.е. он должен иметь достаточную минерализацию, чтобы ингибировать набухание пластовых глинистых минералов и их диспергирование. При вскрытии водочувствительных газоносных пластов с низким пластовым давлением следует рассмотреть целесообразность применения бурения с продувкой или применение пены в качестве циркуляционного агента для того, чтобы избежать необратимого блокирования пласта жидкостью. Следует использовать в буровом растворе водорастворимые или кислоторастворимые наполнители и утяжелители, если в продуктивном пласте ожидается поглощение. В водочувствительных песчаных пластах важным фактором может быть понижение водоотдачи цементного раствора.

Буровые растворы на нефтяной основе обычно в меньшей степени загрязняют продуктивный пласт по сравнению с растворами на водной основе.

Растворы с фракционированной солью были с успехом использованы в горизонтальных скважинах, однако они не уменьшают загрязнения пласта.

Фильтрационную корку такого раствора легко удалить. В противном случае такая корка может закупорить отверстия фильтра при вызове притока из пласта.

Ссылка: «Обзор проблемы загрязнения продуктивного пласта и продуктивности скважин», Крюгер Р. Ф., journal of Petroleum Technology февраль

1986 г., стр. 131-152.

ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ

ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН

В процессе перфорации, вызова притока установки гравийного фильтра следует использовать только чистые жидкости без твердой фазы.

Общая концентрация твердой фазы в таких жидкостях не должна превышать

200 мг/л, что эквивалентно 50 единицам непрозрачности в чистых жидкостях.

Жидкости для заканчивания не должны содержать частиц, которые будут образовывать своды на поверхности породы, если ожидается значительная потеря жидкости (более 16 л на перфорационный канал). Большинство взвешенных твердых частиц должны быть более мелкими, чтобы не происходило засорения

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

пласта в непосредственной близости от скважины. Трубы должны не иметь ржавчины, а емкости должны быть чистыми. Это поможет сохранить чистоту жидкости в скважине.

Если диаметр твердых частиц больше, чем 10% от размера входных отверстий пор, то будет происходит засорение пласта около ствола скважины. В

сочетании с теорией фильтрования эти соображения дают набор обычно применяемых практических правил для определения поведения взвешенных жидкости частиц.

Ссылка: «Оценка качества воды и возможного загрязнения пласта»,

Баркман Дж. X., Д. Зидсон, JPT июль 1972г.

Чтобы обеспечить чистоту жидкости, следует избегать контакта жидкости с породой. В тех случаях, когда не требуется доступа к перфорационным каналам

(например, при замене LCM), в жидкость для заканчивания, предпочтительнее ввести водорастворимый наполнитель для ликвидации поглощения.

Размер частиц наполнителя должен быть таким, чтобы обеспечивалось сводообразование.

ВЫБОР МАТЕРИАЛА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ УХОДА

ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ

Жидкость в стволе скважины должна быстро образовать тонкую непроницаемую растворимую фильтрационную корку на поверхности породы для того, чтобы предотвратить уход жидкости в процессе задавливания скважины и ремонтных работ. Чтобы выполнить эту задачу, жидкость должна содержать более 5% по объему твердых частиц с широким диапазоном размеров. Диаметр частиц должен находиться в пределах от среднего размера поровых каналов до размеров молекул полимеров, причем не менее 25% частиц должны иметь размеры, превышающие 1/3 размера пор.

Кристаллы соли или частицы нефтерастворимого воска или смол являются лучшими коркообразователями, поскольку они легко растворяются пластовыми флюидами. Очень эффективны частицы карбоната кальция, но для их удаления требуется кислота. В малопроницаемых породах утечку жидкости в пласт можно предотвратить, применяя пены или вязкую жидкость.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

ВЫБОР МИНИМАЛЬНОЙ РЕПРЕССИИ

Для предотвращения проявлений минимальная величина репрессии,

допускающая некоторое свабирование, составляет 1,4-2,1 МПа.

Репрессия необходима для предотвращения проявлений и неизбежна при осуществлении циркуляции при вскрытии истощенных пластов с низким давлением.

Достаточно экономичными циркуляционными агентами малой плотности являются: эмульсии, нефть с гелеобразующими добавками, аэрированная вода,

пены, СО2 или N2.

КАК ИЗБЕЖАТЬ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ВЫЗВАННОГО

ГЛИНОЙ В ПОРАХ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЕМ ОСАДКОВ

Водные жидкости, контактирующие с породой, должны иметь минерализацию, подобную минерализации пластовой воды для того, чтобы исключить загрязнение пласта глиной, присутствующей в порах. Часто рекомендуют для этой цели использовать КС1 (морская вода содержит 2% NaCl).

Для водочувствительных пластов недорогим и очень эффективным выбором является пластовая вода, извлеченная из недр вместе с нефтью. В очень чувствительных породах возможно применение реагентов-стабилизаторов глин,

если экономичность их использования подтверждается опытами на кернах.

Жидкости сложного состава и рассолы иных солей, чем NaCl, нужно оценить на способность образовывать твердые осадки в процессе приготовления и при контакте с пластовой водой.

ОЧИСТКА ТРУБ

Трубы нужно очищать, особенно перед проведением таких операций,

связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка гравийного фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины,

после ремонтного цементирования. Но делать это нужно до перфорации колонны.

При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует использовать и для НКТ и

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

других труб. Для операций, связанных с нагнетанием жидкости, следует рассмотреть возможность применения специальных чистых труб или гибких НКТ.

ВЫБОР И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ПОЛИМЕРОВ

При бурении, гидроразрыве, установке гравийных фильтров используются различные полимеры. При выборе полимеров для этих операций нужно учитывать проблемы гидратации. При выборе полимера для гидроразрыва нужно учитывать величину остаточной вязкости и твердый остаток после того, как полимер подвергнут деструкции с целью понижения вязкости раствора.

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

Контроль качества начинается с проверки чистоты резервуаров,

предназначенных для доставки и хранения жидкостей.

•Проверить на месте чистоту рассолов в соответствии с требованиям документа API RP 13J

•Необходимо постоянно проверять содержание твердых частиц в воде

•Проверьте соответствие действия полимера требованиям документа API RP

13В

•Проделать простой тест на вязкость, чтобы проверить гидратацию полимера. Этот тест рассмотрен Хаучином с сотрудниками

•Проверить действие при забойной температуре реагента для деструкции полимера и понижения вязкости

•Проверить вязкость раствора полимера после его деструкции и количество нерастворимого осадка

•Провести испытание жидкости по методике API RP 42

•Инженер должен проверить правильность расчетов количества вводимых материалов и наблюдать за приготовлением раствора

•Отобрать образцы воды затворения, готовых растворов, гравия или песка,

используемых при гидроразрыве, а также жидкостей, выходящих из скважины Контроль качества, включая контроль чистоты твердых и жидких добавок к

буровым растворам, качества коркообразующих материалов очень важен, хотя по этим вопросам нет письменных инструкций.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Зона загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет цилиндрической формы и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис. 1.6).

Рис. 1.6. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине.

Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями,

загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис. 1.7).

Рис. 1.7. Форма загрязнения вокруг вертикальной и горизонтальной скважин.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующие рекомендации:

• Хорошо изучить продуктивный пласт: проницаемость, ее анизотропию,

распределение пор по размерам, минералогический состав глинистой фракции,

трещиноватость, давление, температуру и т.п.)

•Хорошо изучить свойства жидкостей: углеводородов, пластовой воды, воды нагнетания, жидкости для заканчивания, задавочных жидкостей, жидкостей для отработки пласта. Провести испытания на их совместимость. Проверьте растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

•Изучить предыдущий опыт бурения на данный пласт или аналогичные пласты.

•Обеспечить применение хорошей технологии буровых растворов при первичном вскрытии пласта. Нужно иметь достаточное противодавление на пласт, низкую фильтратоотдачу, надлежащий химический состав раствора;

обеспечить удаление тонкодисперсной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители.

• Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении,

заканчивании скважины, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы,

которые позволяют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости,

подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, подобранным для заданных конкретных условий. Если можно, возьмите жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 - 2,1.

• Отфильтровать основу для жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надлежащим образом очищены.

СПБГУАП группа 4736

СБГУАППБГУАПгруппагру па47364736https://newhttps://new.guap.guap.ru/i03/contacts.ru/i03/contacts

•Убедитесь в том, что жидкости и фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

•Проведите испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины, в особенности кислот.

•Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть отработаны реагентами-поглотителями кислорода и бактерицидами.

•Уменьшить влияние загрязнения пласта посредством увеличения длины горизонтального участка скважины.

УСТОЙЧИВОСТЬ СТВОЛА

При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем.

Часто бывает, что плотности буровых растворов, требующихся для стабилизации вертикальных разведочных и оценочных скважин, отличаются от плотностей,

требующихся для устранения проблем в таких стволах.

Нестабильность бурового ствола обычно вызвана несбалансированным бурением или набуханием. Набухание особенно характерно для сланцевых глин.

Снижение поддерживающего действия бурового раствора (против воздействия горных пород) вызывает концентрацию напряжений вокруг ствола, приводя к неустойчивости разбуриваемой скважины. Проблема возникает, лишь когда концентрация напряжений по соседству со стволом превышает прочность пород,

образующих стенки скважины. После этого порода обрушивается, рассыпаясь на куски. Таким образом, неустойчивость ствола является отчасти механической проблемой.

Сланцевые глины слабеют при контакте с плохо ингибированными буровыми растворами. Сниженная прочность делает сланцевые глины более подверженными осыпанию.

Доказательства связи механизма неустойчивости ствола с механическими напряжениями могут быть получены из многочисленных кавернограмм, которые обычно указывают на эллиптичность стволов. Единообразное увеличение

СПБГУАП группа 4736