Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Увеличение объема добычи газа из пласта привело к экономическим успехам на двух месторождениях с различными характеристиками. Конструкция обеих скважин позволила правильно применить технологию вскрытия продуктивных пластов на депрессии. Без этих промысловых данных, полученных в реальном масштабе времени, оба проекта, по всей вероятности, были бы завершены раньше, а скважина № 12–16 не проявила бы себя более производительной. В скважине № 104/1–16 не были бы пробурены боковые стволы, и, возможно, она считалась бы сухой.

В случае со скважиной № 12–16 было доказано, что отказ от разработки продуктивного пласта существующей вертикальной скважиной и прохождение горизонтального ствола с применением технологии бурения на депрессии экономически оправданы и позволяют ускорить разработку месторождения. В настоящее время изучается целесообразность перевода на этот метод эксплуатации с более благоприятной экономикой других работающих вертикальных скважин.

Скважина № 104/1–16 также доказала свою эффективность, после того, как высокопроизводительный ствол был размещен выше активного водоносного слоя. Относительная простота, с которой во второй скважине были пробурены боковые стволы, свидетельствует о том, что в будущем при проектировании можно предусматривать проводку ряда боковых стволов, что существующие горизонтальные скважины, которые бурили с положительным дифференциальным давлением, могут быть перебурены с применением технологии бурения боковых стволов с отрицательным дифференциальным давлением, чтобы повысить их производительность.

В зарубежной и отечественной практике проведение буровых и промысловых работ в определенных геолого-технических условиях используются различные газообразные агенты и аэрированные промывочные жидкости: газы (воздух, азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, гелий и др.) и газожидкостные системы (пены, аэрированные, азотированные и газированные буровые растворы, включая в качестве жидкой фазынефть, дизельноетопливоидр.) [157].

Эти газообразные агенты применяют как с самостоятельной целью, так и комплексно: при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов с вертикальным, наклонным, горизонтальным или разветвленногоризонтальным окончанием на депрессии, при прохождении и изоляции зон поглощений, цементировании и перфорации обсадных колонн, освобождении бурильных колонн от прихвата и отборе керна, испытании

211

и освоении скважин, зарезке и бурении вторых стволов в старых скважинах на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки; в капитальном ремонте скважин – при разбуривании песчаных, ледяных, гидратных пробок и парафиновых отложений в добывающих скважинах и гидроразрывах пластов, дренировании скважин и азотно-кислотных обработках продуктивных пластов и др.; при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений – при закачке в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи пласта и т.д.

Интерес к газообразным агентам и газожидкостным системам при бурении скважин и вскрытии продуктивных пластов значительно вырос, особенно после того, как на практике было установлено, что их применение в соответствующих горно-геологических условиях обеспечивает наиболее эффективное прохождение зон поглощений за счет существенного сокращения затрат времени и материально-технических средств; кратное увеличение показателей работы долот (проходки на долото и механической скорости – в 2–10 раз и более) за счет снижения дифференциального давления на забой и улучшения его очистки; повышение качества вскрытия продуктивного пласта за счет сохранения его естественных коллекторских свойств, вследствие чего существенно сокращается время на испытание и освоение скважин и достигается их потенциально возможная производительность.

В настоящее время различают пять основных разновидностей метода бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов с использованием газообразных агентов: с продувкой воздухом (или другим газом: азотом, природным газом, выхлопными газами от ДВС и пр.); с продувкой воздухом (или другим газом) и введением водного раствора ПАВ (туманом); с продувкой воздухом (или другим газом) и введением бурового раствора, обработанного ПАВ; с промывкой пенами; с промывкой аэрированными буровыми растворами.

Как показала практика [157], наибольший технико-экономический эффект достигается при комплексном использовании аэрированных систем, когда в зависимости от геолого-технических условий на определенных этапах строительства скважины бурение ствола и вскрытие продуктивного пласта производят с промывкой аэрированной водой или аэрированным глинистым раствором; изоляцию зон поглощений, отбор керна, ликвидацию возможных прихватов бурильной колонны и цементирование обсадных колонн различного назначения осуществляют с использованием

212

аэрированного раствора, пены или воздуха и на заключительной стадии скважину осваивают путем аэрации раствора.

Бурение при пониженном давлении может также минимизировать большое число других проблем, таких как неблагоприятная реакция глин, разделение фаз, выпадение в осадок и образование эмульсии. Эти проблемы имеют место при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт при бурении с повышенным гидростатическим давлением в стволе скважины. Дополнительная выгода от бурения при пониженном давлении включает сокращение времени бурения, повышение скорости бурения, улучшение времени работы долота, прямую индикацию зон продуктивных пластов и реже их продуктивность.

Бурение при пониженном давлении является технологией, в которой гидростатическое давление в системе циркуляции жидкости в призабойной зоне поддерживается таким же, как и давление в пласте, на который ведется бурение. Эти условия действительно могут быть созданы при использовании растворов с низкой плотностью (чистые растворы на свежей воде или легкие углеводородные системы) там, где существуют высокие давления в пласте.

В большинстве ситуаций пониженноедавление создается искусственно при инжекциигаза вциркуляционную систему. Дляэтих целейвбольшинстве случаев используется азот. Он доступен, и его транспортировка не вызывает проблем по сравнению с другими газами. Бурение при пониженном давлении может осуществляться также с использованием воздуха, природного газа, отработанных газов или воздуха с пониженным содержанием кислорода. Техника бурения при пониженном давлении часто применялась при строительстве скважин с горизонтальными стволами, где беспокойство по поводу ущерба, наносимогопласту, былоособенновелико.

Продуктивные пласты в горизонтальных скважинах имеют большее время контакта с буровым раствором, а многие из них заканчиваются открытым стволом. Даже относительно неглубокое проникновение может значительно снизить продуктивность горизонтальных скважин.

Технология бурения при пониженном давлении также применяется при бурении вертикальных скважин. Создание искусственного пониженного давления делается путем инжекции газа в бурильную колонну. Газ инжектируется в бурильную колонну на поверхности, снижая плотность циркулирующего в системе бурового раствора.

Имеется много факторов, из-за чего бурение при пониженном давлении может рассматриваться как высокоэффективный метод [97].

213

Многие нефтегазоносные пласты подвергаются различного рода повреждениям при вскрытии на репрессии, в частности:

1)перемещению мелких частиц и глины вглубь пласта, вызываемое потоком жидкости при повышенном давлении;

2)проникновению твердых частиц, содержащихся в буровом растворе, в пласты (особенно при заканчивании открытым стволом, когда проникновение неглубоко, но потенциально возможен очень сильный ущерб пласту, когда перфорация или гидроразрыв впоследствии не производятся);

3)отсутствию информации о распределении размеров пор пласта;

4)зоны с высокой проницаемостью представляют потенциальную возможность для потери бурового раствора (большие трещины, очень высокопроницаемые песчаники или кристаллические известняки);

5)восприимчивости к разделению водной и углеводородной фаз, которая может привести к удержанию фильтрата раствора, ведущему к снижению нефтеотдачи;

6)потенциально неблагоприятной реакции между проникшим фильтратом и пластом (набухание и дефлокуляции глин, растворение пород, химическая адсорбция, изменение смачиваемости и т.д.);

7)потенциально неблагоприятной реакции между проникшим в пласт фильтратом и находящейся в нем жидкостью (эмульгирование, осаждение

ивыделение осадка).

При бурении с пониженным давлением достигается значительно большая скорость бурения, чем при применении бурения с повышенным давлением. Бурение при пониженном давлении уменьшает общее время бурения, особенно в горизонтальных скважинах большой протяженностью, увеличивает время работы долота и уменьшает стоимость бурения.

Из-за того, что гидростатическое давление при циркуляции бурового раствора при бурении с пониженным давлением меньше, чем пластовое давление, возникают условия для поступления пластового флюида в буровой раствор.

Надлежащее наблюдение за потоком продуктивной жидкости на поверхности может быть хорошим индикатором продуктивных зон.

Свыше 2000 м3 нефти или жидких углеводородов было получено во время бурения одной из скважин с пониженным давлением в Канаде.

Главным препятствием в прошлом при бурении с пониженным давлением была неспособность проведения измерений (используя гидравлический канал) в процессе бурения для «управления» траекторией ствола

214

при использовании газосодержащей системы бурового раствора. Исключением является компоновка с концентричной бурильной колонной, которая позволяет производить измерения пульсации бурового раствора при заполнении жидкостью буровой колонны.

Электронные телеметрические средства могут напрямую передавать получаемую призабойную информацию на поверхность в процессе бурения, даже при бурении с пониженным давлением. Глубина и температура для этих средств существенно ограничивают их применение в таких скважинах, но достижения технологии сделают эти средства применимыми даже для глубоких скважин. Некоторые операторы пользуются фонтанированием скважины для проведения теста при одиночной многократной депрессии во время бурения. Эти тесты помогают оценить продуктивность нефтегазоносных пластов и их свойства при статическом режиме или при бурении.

Анализыэтихтестовусложнены, особенновгоризонтальныхскважинах. Главные ограничения использования бурения при пониженном давлении относятся к экономике. Более высокая стоимость и другие негативные аспекты бурения при пониженном давлении должны быть преодолены при значительном увеличении продуктивности скважин или других технических интересах. Бурение при пониженном давлении не является решением всех проблем, связанных с продуктивностью пластов. Ущерб от плохого проектирования и реализации программы бурения при пониженном давлении может соперничать или даже превосходить ущерб, который можно получить в хорошо спроектированной обычной программе бурения

при повышенном давлении.

Надлежащее понимание этих потенциальных проблем изначально предшествует выполнению любой программы по бурению при пониженном давлении.

Бурение при пониженном давлении обычно более дорого, чем обычная программа бурения. Имеется небольшое преимущество бурения скважин при пониженном давлении, если скважина не заканчивается при пониженном давлении. Заканчивание при пониженном давлении очень часто приводит к дополнительным затратам на оборудование для спуска под давлением. Часть этих затрат может быть компенсирована увеличением скорости бурения, снижением времени бурения.

Если скважина может быть пробурена действительно в условиях бурения при пониженном давлении, ограниченном или без требуемых работ по заканчиванию скважин, то это снизит стоимость дорогостоящего

215

заканчивания и стимулирующей обработки, которая зачастую требуется в некоторых горизонтальных и вертикальных скважинах.

Технология бурения и заканчивания скважин при пониженном давлении продолжает совершенствоваться. Прошлое развитие наземных средств контроля и противовыбросового оборудования, возрастающее использование гибких НКТ делают возможным осуществление многих операций при бурении с пониженным давлением.

Однако бурение и закачивание скважин в режиме фонтанирования всегда добавляют дополнительные сложности при бурении. Использование воздуха в качестве инжекционного газа, хотя и экономично, может создать трудности в отношении проблем воспламененности и коррозии.

Значительная работа проводилась в прошлом относительно тестирования при высоком давлении для установления безопасности воспламенения производственной смеси природного газа, нефти и бурового раствора с обычным или сниженным содержанием кислорода воздухом. Обычно требуется тестирование на воспламеняемость для каждой рассматриваемой композиции пластового флюида и газа.

Многие операции при бурении с пониженным давлением, проводимые в прошлом, имели отрицательные результаты, потому что условия бурения при пониженном давлении не сохранялись постоянными во время бурения и заканчивания.

Из-за того, что пластовое давление больше, чем давление при циркуляции бурового раствора при бурении с пониженным давлением, для пластов любого типа существует вероятность отсутствия фильтрационной корки на поверхности пород. Отсутствие фильтрационной корки не всегда является благоприятным по отношению к пласту.

Фильтрационная корка может действовать в качестве барьера для проникновения жидкости и твердых частиц в пласт. Если пласт подвергается пульсациям повышенного давления, то можно получить очень быстрое и резкое проникновение фильтрата и твердых частиц. Наносимый пласту ущерб может быть более значительным тогда, когда не использовалась соответствующая программа промывки.

Глубина проникновения может быть минимизирована при бурении на репрессии при соответствующем проектировании бурового раствора и структурообразующего агента.

Имеется большое число причин, почему условия пониженного давления могут быть нарушены в процессе бурения:

216

1.Инжекция газа может прекратиться при наращивании инструмента.

2.Периодические работы по глушению скважины, проводимые для смены долота, осуществляются при равновесном давлении, необходимом для контроля скважины при поднятой бурильной колонне. Колебания давления, возникающие ниже колонны труб, когда колонна быстро спускается

вскважину, ухудшают условия в скважине.

3.Периодические работы по глушению скважины гидростатическим давлением для проведения обычных для MWD программ измерений через пульсацию бурового раствора могут вызвать вредные эффекты из-за проникновения жидкости в пласт. Использование средств электронной телеметрической системы измерений в процессе бурения может помочь избежать этих проблем для скважин глубиной меньше чем 2500 м.

4.Если концентрично расположенная колонна труб используется для создания постоянного пониженного давления, то на насадках долота будет существовать полное гидростатическое давление. Эффект истечения из отверстий будет снижать это давление, потому что промывочная жидкость течет через насадки, но возможны размыв и превышение давления, действующего прямо на контакт «долото – порода». Это повышенное давление не может быть определено забойным записывающим устройством, расположенным вблизи долота, потому что давление будет падать так быстро, как буровой раствор будет уходить из зоны долота. Давление в восходящем потоке бурового раствора будет контролироваться благодаря применяемой инжекционной схеме с использованием концентричной колонны.

5.Эффекты снижения давления могут возникать в ситуациях, когда проницаемость пласта низка, а понижение давления значительно. В любой продуктивной скважине псевдопластичные условия течения возникают в зонах пластов, которые были пробурены при пониженном давлении и находятся в условиях динамического течения. Тогда достигается давление равновесия между пластом и циркулирующей жидкостью при пониженном давлении.

6.Недостаточные знания о первоначальном пластовом давлении могут привести к созданию условий повышенного давления в скважине. Точное измерение притока нефти, воды или газа из пласта является хорошим индикатором того, что достигнуты действительно условия пониженного давления. Приток не всегда может быть измерен, особенно в коллекторах, которые представлены очень низкой проницаемостью и, соответственно, продуктивностью.

217

7.Перемежение зон многопластовых залежей, которые могут иметь значительную разницу в давлении из-за проницаемости пропластков, может приводить к перетоку между отдельными зонами.

8.Слабое течение и задерживание жидкости происходят в вертикальной части скважины при проведении большинства операций, когда газ или жидкость совместно инжектируются. Слабое течение приводит к проблемам с производительностью поверхностного оборудования для создания значительных периодических давлений. В результате возникают колебания давления, которые могут быть сравнимы по величине с колебаниями при спуске труб в роторном бурении. Проникновение жидкости в пласт может происходить в коллекторах с низким давлением или истощенных.

9.Технология бурения с пониженным давлением должна использоваться с применением чувствительных контролирующих устройств и специального поверхностного оборудования для инжекции и управления.

Эта проблема может перечеркнуть все усилия по бурению при пониженном давлении из-за отрицательного эффекта от снижения коллекторских свойств пласта, наряду с другими мероприятиями по глушению скважины или созданию гидростатического давления.

Практика показывает, что, когда правильно проектируется программа бурения при пониженном давлении, при соответствующих обстоятельствах могут быть получены значительные технические и экономические выгоды. И, наоборот, применение плохо задуманной и исполненной программы бурения при пониженном давлении может привести к дополнительным расходам, большому ущербу пласта и снижению добычи в сравнении с хорошо спроектированными обычными программами бурения при повышенном давлении. Хотя надлежащим образом исполненная операция при пониженном давлении будет давать хорошие результаты почти в любой ситуации, сравнимые результаты могут быть получены со значительно меньшими затратами и риском при обычной программе бурения скважины при повышенном давлении в подобных коллекторах. Необходимо получить для любого коллектора, прежде чем проектировать программу бурения при пониженном давлении, следующую информацию: диапазон изменения проницаемости, пористости и размеров пор в коллекторе, расчет закупоривания и оценку потерь бурового раствора (определяемый из обычного анализа керна, петрографического анализа

иопределенияпористостиподаннымртутноговпрыскивания). Существующие макроскопические гетерогенности (каналы и трещи-

ны) и размер отверстий, являющиеся характеристиками пористости (опреде-

218

ленные из моделирования забойных условий, измерений микросопротивлений и в некоторых случаях гониометрического анализа проб керна), должны быть определены.

Петрографический анализ керна из стенок скважины или шлама может определить присутствие чувствительных к фильтрату бурового раствора минералов (глин, ангидритов и т.д.) в породе.

Оценку возможности бурения при пониженном давлении обеспечивают:

1)получение представительных сохраненных и восстановленных образцовкернаприточныхначальныхусловияхнефтяногоиводяногонасыщения;

2)измерение начальной ненарушенной проницаемости применительно к нефти или газу (зависящей от типа рассматриваемого коллектора)

вразличных условиях снижения давления (охватывающий диапазон ожидаемых промысловых падений давления);

3)проведение тестирования буровых растворов для бурения при пониженном давлении при циркуляции предполагаемого бурового раствора

врежиме пониженного давления через керн (использование максимально ожидаемого градиента пониженного давления вдоль керна во время посто-

янного отслеживания проницаемости в течение 24 ч или до тех пор, пока не будет получена стабильная динамическая проницаемость);

4) уменьшение давления в стволе скважины в несколько ступеней, позволяющее больше 24 ч производить уравновешивание на одной ступени; 5) воздействие на керн пульсирующим повышенным давлением с использованием основного бурового раствора, включающего ожидаемую

концентрацию системы «выбуренная порода – твердая фаза бурового раствора» в течение 5–60 мин (продолжительность и величина пульсации повышенного давления зависит от типа буровой операции и ожидаемых возможных проблем);

6) проведение различных понижений давлений при проведении теста на проницаемость с газом или нефтью для определения порогового давления, при котором возможен любой ущерб, вызываемый пульсацией повышенного давления; определение конечной величины нанесенного повреждения после максимума ожидаемого перепада давления (если ущерб серьезен, должна быть оценена необходимость обработки для стимуляции).

Эти процедуры служат для определения того, какое пониженное давление должно поддерживаться для минимизации этого эффекта. Этот тест может также быть индикацией сложности нарушения свойств кол-

219

лектора и глубины ожидаемого проникновения, если условия пониженного давления будут возможны. Тест также определяет величину давления (при стимулирующей обработке), предотвращающего нарушения коллекторских свойств пласта.

Наилучшие типы коллекторов, где бурение при пониженном давлении было успешным в прошлом, включает в себя следующие типы:

1.Высокая проницаемость (>1 мкм2), консолидированные кристаллические песчаники и карбонаты.

При высоких пластовых давлениях необходимость контроля притока может ограничить полезность бурения при пониженном давлении из-за необходимости обработки продукции пласта на поверхности и транспортировки поступающего флюида.

2.Высокая проницаемость, слабоконсолидированный песчаник. Некоторые операции сопровождаются риском обрушения скважи-

ны, однако некоторое число операций при пониженном давлении было проведено успешно в неконсолидированных песчаниках. При высоких пластовых давлениях контроль притока в скважину может ограничить полезность бурения при пониженном давлении, потому что требуется обработка большого объема флюида на поверхности и его транспортировка,

атакже решение проблемы выноса песка из скважины.

3.Коллекторы с макротрещинами.

Если размеры трещин превышают 1000–2000 мкм, то существует некоторая возможность гравитационного проникновения бурового раствора или его компонентов в трещины на забое скважины при низком давлении. При высоком давлении контроль притока в скважину может ограничить полезность бурения при пониженном давлении из-за необходимости обработки большого объема флюида на поверхности и его транспортировки.

4.Пласты с пониженным давлением или истощенные, где при обычном бурении создается давление более 7000 кПа.

5.Пласты, содержащие значительные концентрации материалов, чувствительных к фильтрату буровых растворов на водной основе.

Такие материалы включают расширяющиеся и флокулирующие глины, ангидрит, галит и т.п., пласты со значительным потенциалом несовместимости

сосновными фильтратами (эмульсии, зашламление, осадкообразование), дегидрированныепластысостаточнойводойилинасыщенныеуглеводородами.

Эти пласты могут быть разрушены при пониженном давлении (вода для нефтесмачиваемой системы и нефть для водосмачиваемой системы).

220