Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Ограничениями для операции при бурении с пониженным давлением являются:

♦зоны с высоким давлением, представленные большим притоком

итребующие средств контроля;

♦большие пульсации давления, возникающие из-за соединений труб, пульсирующего бурового раствора, подъема долота, эффекта истечения струи из насадок долота и недостаточных знаний о начальном давлении в продуктивном пласте;

♦множество зон с различными давлениями;

♦чрезмерно медленное течение и задержка жидкости в вертикальной части ствола скважины;

♦продуктивные пласты, где возможны проблемы с оборудованием;

♦использование систем на водной основе в дегидратированных плотных газовых коллекторах;

♦бурение с использованием воздуха, газа в однородных низкопроницаемых песчаниках или карбонатах.

Бурение при пониженном давлении, как и любая технология, имеет определенные условия применения. Коллекторы с однородной основной породой, средней проницаемостью, нормальным давлением и отсутствием возможной несовместимости пород или жидкости могут быть пробурены

изакончены успешно при низких затратах при обычной технологии бурения, если имеются соответствующие значения характеристик коллектора.

Только через тщательное изучение характеристик коллектора может быть определено, какие коллекторы являются главными претендентами для возможного применения технологии бурения при пониженном давлении для получения максимума возвращения инвестиций.

Буровые растворы для бурения при пониженном давлении требуют тщательного проектирования и тестирования для сохранения коллекторских свойств.

В дополнение к функции очистки и смазки эти растворы должны выполнятьфункциюзадавливающейжидкостиприкритическихобстоятельствах.

На основании обзора исследований по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина – пласт» можно сделать следующие выводы:

1. Бурение при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» является единственной в настоящее время технологией, позволяющей сохранить в процессе первичного вскрытия естест-

221

венные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения.

2.Имеющаяся в литературных источниках информация в основном посвящена эффективности способа бурения при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина – пласт» и весьма мало содержит данных о технике и технологии.

3.Наиболее сложной, не решенной в должной мере проблемой является сохранение естественных фильтрационно-емкостных при заканчивании скважин.

4.Отсутствуют рекомендации по проектированию и достижению

впромысловых условиях отрицательного перепада давления в системе «скважина – пласт».

5.В ОАО «СевКавНИПИгаз» разработаны и опробованы в промысловых условиях технологические схемы строительства газовых скважин на равновесии и депрессии, однако отсутствуют рекомендации по технологическим схемам, конструкции и параметрам оборудования для бурения нефтяных скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт».

2.3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ

В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ»

Бурение при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» или ОПД определяется обычно как бурение, параметры которого создаются таким образом, чтобы пластовое или поровое давление было больше давления, создаваемого столбом жидкости или газа в затрубном пространстве.

Вэтом смысле бурение на равновесном давлении является частным случаем бурения на ОПД, так как при подъеме инструмента давление

вкольцевом пространстве может стать меньше пластового.

Всвязи с высокой эффективностью бурение на ОПД широко используется в США и Канаде. Так, за период с 1992 по 1997 год только в двух

провинциях Канады (Альберта и Саскатчеван) число скважин, пробуренных на ОПД, в год увеличилось с 30 до 525.

222

2.3.1. Обоснование выбора объектов для вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт»

Впервой и второй главах работы показано, что в условиях Пермского Прикамья не достигается вскрытие продуктивных пластов без снижения их фильтрационно-емкостных свойств даже в случае применения самых совершенных типов растворов: безглинистых и инвертно-эмульсионных.

Всвязи с этим правомерно разделить строительство скважины на два этапа:

1) строительство основного ствола до кровли продуктивного пласта

суглублением в него на 0,3–0,5 м;

2) вскрытие продуктивного пласта и заканчивание скважины. На первом этапе основными показателями являются:

♦высокая скорость и качество;

♦низкая стоимость.

Для достижения вышеуказанных показателей на первом этапе, повидимому, рационально в качестве промывочных жидкостей применять в неосложненных условиях безглинистые буровые растворы, в условиях, осложненных осыпями и обвалами, – глинистый буровой раствор с естественной полисолевой минерализацией согласно [1].

На втором этапе строительства скважины основным показателем является достижение потенциально возможного дебита скважины за счет сохранения, а в пределе даже повышения, фильтрационно-емкостных свойств коллектора при минимальных затратах времени и средств.

При решении вопроса о применении технологии бурения на ОПД на конкретной скважине следует проверять выполнение нескольких критериев.

В связи с тем что новый метод бурения на ОПД может привести к дополнительным затратам или быть связан с дополнительным риском, необходимо получить ответ на вопрос: обеспечит ли данная технология решение одной или нескольких ниже перечисленных проблем:

–малая скорость проходки в скальных грунтах;

–малаяскоростьпроходкидляпредупрежденияискривленияскважин;

–поглощение;

–разработка истощенных пластов;

–прихваты под действием перепада давлений;

–чувствительность коллекторов к воде и фильтратам буровых растворов;

223

–поверхностные повреждения пласта вследствие закупоривания;

–поверхностные повреждения пласта из-за гидратации сланцев;

–трещиноватые пласты?

Исходя из анализа отечественных и зарубежных исследований бурения на ОПД, анализа особенностей геолого-технических условий вскрытия продуктивных пластов в Пермском Прикамье, а также с учетом сущности процесса технологии бурения на ОПД, этот способ рационально применять при вскрытии продуктивных пластов, характеризующихся следующими параметрами [160, 162]:

1)пласты истощенные, с низким пластовым давлением, сложенные устойчивыми горными породами;

2)высокопроницаемые (>1 мкм2) сцементированные изоморфные песчаники и карбонаты;

3)макротрещиноватые пласты (при размерах трещин, превышающих 100 мкм), представленные устойчивыми горными породами;

4)пласты, характеризуемые существенными концентрациями горных пород, чувствительных к воздействию фильтратов буровых растворов на

водной основе (разбухающие глины – >1 %, дефлокулирующие глины – >5 %, гипс, ангидрит и др.);

5)пласты, характеризуемые существенной несовместимостью с фильтратами(эмульсиями, пульпой, осадками);

6)обезвоженные пласты, с субостаточной водоили нефтенасыщенностью, если фильтрат не вызывает эффект противоточного впитывания и фазового улавливания (применение растворов на водной основе для олеофильных системирастворовнауглеводороднойосноведлягидрофильныхглин).

Общим требованием для всех перечисленных пластов, является способность быть устойчивыми в условиях отрицательного перепада в системе «скважина – пласт».

К числу факторов, неблагоприятно влияющих на осуществление процесса бурения с депрессией на продуктивный пласт, следует отнести:

– наличие пластовых зон высокого давления, осложняющих контроль за скважиной;

– существенные перепады давления в скважине, возникающие при наращивании инструмента, использовании телеметрических каротажных систем с гидравлическим каналом связи при выполнении спуско-подъемных операций, вскрытии локальных истощенных пластовых зон;

– недостаточную изученность начального пластового давления;

224

– наличие многопластовых зон с различным пластовым давлением;

– близкорасположенные водоносные пласты высокого давления,

втом числе артезианские;

–наличие сероводорода.

К факторам, при которых применение технологии бурения при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» невозможно и неэффективно относятся [160–164]:

–наличие слабосцементированных пород, склонных к обрушению;

–трещиноватые крутопадающие пласты;

–мощные угольные пласты;

–молодые массивы сланца, спрессованного горным давлением;

–твердый тонкий пласт соли.

Вусловиях Пермского Прикамья объектами для вскрытия при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» являются нефтяные пласты с пластовыми давлениями ниже гидростатического, равными гидростатическому или превышающими его не более 0,5 МПа,

вчастности отложения сакмарского и артинского ярусов пермской системы, каширского горизонта, башкирского яруса, окского и серпуховского надгоризонтов, бобриковского горизонта каменноугольной системы и турнейского яруса девонской системы.

Пласты этих горизонтов полностью удовлетворяют требованиям, предъявляемым к объектам для вскрытия на депрессии.

Отложения верейского, живетского и пашийского горизонтов также могут вскрываться на депрессии на тех месторождениях и площадях, где они сложены устойчивыми породами.

2.3.2. Определениеместоположения продуктивного пласта

Определение местоположения кровли и подошвы продуктивного пласта является одним из важных факторов в достижении успеха строительства скважин на депрессии. Весьма важно установить башмак эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта или вскрыть пласт на глубину не более 0,3–0,5 м.

Недохождение ствола скважины до кровли продуктивного пласта, особенно в том случае когда над его кровлей залегают неустойчивые горные породы, например: глины, аргиллиты и алевролиты или высокопористые, высокопроницаемые породы – рифовые известняки, чревато в по-

225

следующем большими осложнениями, и в итоге невыполнением основной задачи – получения проектного дебита. В этом случае дебит будет даже ниже, чем при вскрытии продуктивного пласта по обычной технологии при значительно больших затратах на заканчивание скважин. Таких примеров много. Так, на скважине № 901 Юрчукского месторождения, спроектированной к заканчиванию открытым стволом (на бобриковский горизонт), эксплуатационной колонной не были перекрыты глины и аргиллиты малиновского надгоризонта, в результате появилась опасность потери ствола.

С целью предупреждения этого открытый ствол был перекрыт обсадными трубами.

На скважине № 741 Шумовского месторождения по причине ошибки в определении местоположения продуктивного пласта бурение на депрессии было проведено по пустой породе, что привело к необходимости возврата буровой установки и повторного бурения на депрессии уже в интервале продуктивного пласта.

Все это обусловило большие дополнительные затраты на демонтажмонтаж буровой установки, оборудования для бурения на депрессии и связанные с ними транспортные расходы.

Чрезмерное углубление (на 2–3 м и более) по обычной технологии в продуктивный пласт небольшой толщины (3–5 м) не позволяет получить расчетный дебит.

Так, на скважине № 903 Юрчукского месторождения, проектируемой к вскрытию открытым стволом продуктивного пласта, ввиду неточного определения его местоположения последний был перекрыт эксплуатационной колонной. Получилось так, что к вскрытию открытым стволом были подготовлены подстилающие пустые горные породы.

Вскрытие стволом скважины на депрессии водонефтяного контакта обусловливает необходимость установки цементных мостов, что практически полностью исключает возможность получения эффекта от внедрения новой технологии.

Приведенные примеры указывают на актуальность проблемы определения местоположения продуктивного пласта.

Авторами предложен поэтапный подход к определению местоположения продуктивного пласта. Методически местоположение кровли и подошвы продуктивного пласта должно определяться двумя независимыми способами – аналитическим и инструментальным.

226

В первом случае – путем анализа материалов по ранее пробуренным скважинам и во втором – путем проведения серии каротажей, привязочного и повторных, в процессе углубления скважины.

При аналитическом подходе производят построение разрезов по ближайшим, ранее пробуренным скважинам и скважине, проектируемой к бурению, с учетом их местоположения на местности и геологического строения месторождения.

Инструментальный метод включает в терригенных отложениях запись РК и профилемера, в карбонатных отложениях – РК и ПВП за 10–20 м до кровли продуктивного пласта и полного комплекса ГИС после его вскрытия на глубину 0,3–0,5 м.

При сложном геологическом строении для определения местоположения кровли продуктивного пласта рационально проведение геологотехнического контроля.

2.3.3. Методика проектирования и достижения в промысловых условиях отрицательного

дифференциального давления в системе «скважина – пласт»

Отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе «скважина– пласт».

Диапазон изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений буровой промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также исходя из требований охраны недр и окружающей природной среды.

В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе «скважина – пласт», которые эффективны при проводке вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород), как рекомендуют Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные приказом Федераль-

227

ной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 г. № 101 (зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 г. за № 28222), п. 213. При освоении скважин допустимая депрессия из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной составляет 0,5 МПа.

Однако в одних случаях допустимая депрессия в 15 % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо мала, в других случаях очень велика, а в-третьих бурение на депрессии вообще не допустимо.

В.И. Нифантовым [149] выполнен расчет допустимой депрессии на продуктивные пласты при различных величинах коэффициента аномальности пластового (порового) давления от 0,25 до 2,0 (табл. 2.2).

Ее численное значение при коэффициенте аномальности 1,0 превышает 1,1–1,6 МПа. При таких депрессиях могут произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта и возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения.

Следовательно, при глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений. В табл. 2.2 выделена рациональная область применения технологий бурения по глубинам и значениям коэффициента аномальности KА, которая соответствует требованию Правил безопасности в нефтяной и газовой про-

228

мышленности по выбору допустимой величины депрессии на стенки скважины при бурении.

В условиях Пермского Прикамья с учетом вышеизложенного и применяемого устьевого оборудования величина депрессии ограничивается

впределах 0,3–1 МПа [2].

Сцелью поддержания проектной величины производится расчет программы промывки на стадии разработки проекта на строительство скважин на отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт». Расчет программы промывки в отечественной и зарубежной практике бурения производят по программе MUDLITEI, разработанной компа-

нией «Маурер Инжиниринг Инк».

Однако, как показывает отечественная и зарубежная практика бурения, при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» результаты, получаемые по данной программе, не всегда совпадают с промысловыми данными.

Это обусловлено, по-видимому, тем, что при использовании двухфазных систем «нефть – азот» растворимость азота в нефти, помимо термобарических условий скважины, зависит от состава нефти и газа.

При этом расчетные методики должны иметь высокую точность для получения заданной величины депрессии и требуемого распределения давлений по стволу скважины как основного условия устойчивости ствола, формирования определенного размера выбуренной породы, очистки ствола скважины от выбуренной породы и исключения аварий с прихватом бурильного инструмента.

Наряду с указанным, использование только расчетных данных по промывке скважин во многих случаях являлось причиной бурения на псев-

додепрессии (РЗАБ > РПЛ).

В связи с этим с целью достижения проектной депрессии на продуктивный пласт в процессе бурения при одновременном обеспечении устойчивой работы гидравлического забойного двигателя группой исследователей с участием авторов предложен способ промыслового проектирования и контроля в процессе бурения программы промывки [165].

Суть его заключается в следующем. На основании программы промывки, рассчитанной по программе MUDLITEI, составляется план инструментальных промысловых исследований на различных режимах. Для проведения исследований собирают и спускают в скважину компоновку, включающую долото, забойный двигатель, обратные клапана, не менее двух контейнеров

229

с установленными автономными манометрами типа АМТ-06, АМТ-07, АМТ-08, стабилизированныеутяжеленныебурильныетрубы, бурильныетрубы.

Компоновка инструмента должна быть строго идентична компоновке, используемой при вскрытии продуктивного пласта.

Производят замену технической воды в стволе скважины на нефть. Объем нефти в сепараторе должен быть минимальным, обеспечивающим круговую циркуляцию через скважину.

Минимальный объем нефти (Vmin) для перехода на промывку определяют по формуле

где Vм – объем манифольда высокого давления и линии сепарации; Vс – минимальный объем нефти в сепараторе, обеспечивающий круговую ее циркуляцию; Vэ – объем эксплуатационной колонны.

Расходнефтивгазожидкостнойсмесипринимаютизрасчетаустойчивой работыгидравлическогозабойногодвигателя(например, дляД1-105 – 6 л/с).

После промывки ствола скважины через кабельный ввод вертлюга ВРБ-100 в скважину спускают на кабеле глубинный манометр типа АМТ-06 на глубину размещения в скважине автономных манометров колонны бурильных труб.

В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Для этого после начала круговой циркуляции нефти с газообразным агентом в стволе скважины поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной жидкости: ниже расчетного давления, равное ему и выше, определенного по программе MUDLITEI.

На всех режимах замеряют величины давлений на автономных манометрах и манометре, спущенном на кабеле. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. Производят подъем манометра на кабеле и инструмента с контейнерами глубинных манометров. Расшифровывают их. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода нефти и азота и строят график такой зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи нефти и азота.

Подачу нефти и азота производят на выбранном режиме, поддерживая заданную величину депрессии на продуктивный пласт при вскрытии его по всей толщине. При этом в процессе вскрытия осуществляют непре-

230