1349

ром 168 мм была спущена до кровли тульского горизонта и зацементирована, а пласт был вскрыт с промывкой полимерсолевым раствором ρ = 1030 кг/м3, обработанным КССБ и КМЦ. Скважина №717 была построена по конструкции, аналогичной скважине №2134. Вскрытие пласта было проведено с промывкой инвертно-эмульсионным раствором ρ = 1030 кг/м3 с использованием в качестве эмульгатора укринола-1 и стабилизатора СМАД-1. В качестве дисперсной фазы использовали водный раствор хло-

рида натрия. Показатель фильтрации на всех скважинах поддерживали равным (6–8) · 10–6 м3.

По геофизическим данным, продуктивная толща во всех скважинах имела одинаковую характеристику. Прогнозная оценка максимально возможных дебитов, выполненная на основе геофизической информации, показала, что все три скважины могут дать дебит в пределах 25–30 т/сут. Фактически дебиты по скважинам № 2170, 2134 и 717 составили 0,9, 10 и 21 т/сут соответственно. Следует отметить, что ни в одном случае не был получен потенциальный дебит ввиду загрязнения призабойной зоны пласта.

Приведенные данные свидетельствуют о сильном влиянии на производительность скважины технологии их заканчивания. Подтверждением этому является следующий факт. После задавки скважины № 717 глинистым раствором и 9 месяцев консервации ее дебит снизился до 2 т/сут.

Широкое промышленное применение (более чем на 100 скважинах) безглинистые буровые растворы на основе пластовых вод, обработанные полиакриламидом и солями, содержащими катионы трехвалентных металлов, нашлипривскрытиипродуктивныхпластовнаРассветномместорождении.

Было проведено сравнение качества вскрытия пластов по 32 скважинам, пробуренным с промывкой безглинистым раствором, и по 26 скважинам, пробуренным с промывкой глинистым раствором. Указанное число скважин было взято исходя из наличия данных по исследованию.

Установлено, что очистка призабойной зоны пласта скважин, пробуренных с промывкой безглинистым раствором, происходит быстрее, чем по скважинам, пробуренным с промывкой глинистым раствором. В результате время восстановления дебита до максимального значения по скважинам, пробуренным с промывкой глинистым раствором, составляет 155 суток, а безглинистым – 50 суток (рис. 2.1).

Поскольку скважины, пробуренные на безглинистом растворе, на 105 суток раньше достигают максимального дебита, то вполне естественно, что они дают дополнительно нефть в течение времени, необходимого

201

для достижения максимального дебита на скважинах, пробуренных на глинистом растворе. На основании рис. 2.1 рассчитан удельный прирост добычи нефти в т/сут м (табл. 2.1).

Рис. 2.1. Сравнение затрат времени на очистку призабойной зоны по скважинам, пробуренным на Рассветной площади с промывкой безглинистым и глинистым буровыми растворами

Таблица 2 . 1

Сравнение удельных дебитов нефти по условной скважине, пробуренной с промывкой безглинистым и глинистым буровыми растворами

202

Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов позволило получить удельный прирост добычи нефти 2,71; 2,15 и 1,22 т/сут в высоко-, средне- и низкопродуктивных пластах соответственно.

Из вышеприведенных данных следует, что даже применение безглинистых буровых растворов и инвертно-эмульсионных не позволяет предупредить загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов. В связи с этим актуальным является проведение исследований по разработке технологии вскрытия продуктивных пластов с сохранением, а лучше с повышением фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Правомерно предположить, что последнее возможно в случае исключения угнетающего воздействия бурового раствора на продуктивный пласт, т.е. вскрытие продуктивного пласта можно осуществлять при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт». Таким образом, рассмотрим состояние проблемы вскрытия продуктивных пластов на депрессии.

2.2. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ВСКРЫТИЮ ПРОДУКТИВНЫХ

ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ

ДАВЛЕНИИ (ДЕПРЕССИИ)

В последние годы в зарубежной практике строительства скважин все более широкое распространение приобретает применение технологии бурения в условиях депрессии в системе «скважина – пласт», так называемая технология бурения при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» (ОПД).

Бурение на депрессии является технологией, при которой дифференциальное давление в призабойной зоне поддерживается ниже, чем давление в продуктивном пласте.

Нефтяные компании России проявляют большой интерес к этому способу бурения. В первую очередь это связано с постоянно возрастающим значением, придаваемым предупреждению нарушений коллекторских свойств пласта с высокими потенциальными возможностями, повышению механической скорости проходки и предупреждению поглощений при бурении скважин в истощенных пластах. Наиболее общая цель применения технологии бурения в условиях депрессии состоит в снижении стоимости разработки месторождения.

203

Согласно [160] буровым раствором при бурении на ОПД может быть обычный буровой раствор, вода, растворы на основе углеводородных соединений, аэрированные флюиды (буровой раствор или пены), а также сжатый воздух с или без введения туманообразующих реагентов.

Аэрированные системы могут использовать обычный атмосферный воздух, природный газ, азот или комбинацию газов.

При вскрытии продуктивной части пласта с промывкой газожидкостной смесью достигаются:

1) уменьшение повреждений продуктивного пласта (сохранение или улучшение коллекторских свойств пласта дебитов скважин приводит

кповышению в 2–3 раза, а в некоторых случаях и на порядок больше);

2)увеличение скорости бурения (повышение механических показателей работы долот);

3)предотвращение осложнений (поглощений бурового раствора, прихватов бурильного инструмента по причине перепада давлений в системе «скважина – пласт»).

Научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки по бурению скважин в условиях депрессии на пласт начаты в России более 50 лет назад.

Технология и оборудование для бурения с продувкой естественным газом были впервые разработаны и внедрены в 50-х годах XX века при бурении семи газовых скважин на Тахта-Кугультикском, Петровско-Бланго- дарненском и Расшеватовском газовых месторождениях Ставропольского

края [144, 145]. В дальнейшем работы по бурению на равновесии давлений в системе «скважина – пласт» были продолжены, в том числе и других регионах России, а также на Украине и в Средней Азии.

Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по применению технологии бурения на равновесии и депрессии на площадях Ставропольского края, Туркмении, Болгарии и севера Тюменской области были выполнены учеными СевКавНИПИгаза под руководством К.М. Тагирова. Бурение на депрессии газовых скважин осуществлялось в терригенных и карбонатных коллекторах порового, трещинного, порово-трещинного, трещинно-кавернозного, порово-кавернозно-трещинного типов; депрессия на пласты поддерживалась в пределах до 4 МПа.

Для очистки скважины (продувки, промывки) использовались естественный газ, водный раствор СаСl2, полимерсолевой раствор без твердой фазы, малоглинистый полимерный раствор и полимерглинистый утяжеленный буровой раствор.

204

Во всех случаях был получен положительный результат вскрытия продуктивных пластов, что обеспечило достижение цели бурения эксплуатационных и разведочных скважин [96, 148].

В.И. Нифантовым [149] была разработана методика прогнозной оценки притока пластового флюида при бурении на депрессии, сущность которой заключается в следующем:

1. По результатам исследований соседних скважин определяется коэффициент продуктивности пласта KПРСР , равный отношению полученного дебитакдепрессии(дляжидкости) иликквадратудепрессии(длягаза), т.е.

2.Определяется удельный коэффициент продуктивности на метр вскрытой толщины пласта.

3.Определяется максимально допустимая депрессия на пласт по формуле [80]

где РГОР = ρГП · q · НПЛКР – горное давление; РПЛ – пластовое давление; qГП – средняя плотность массива вышележащих горных пород.

С помощью отношения (2.1) рассчитывается ожидаемый дебит газа при различных значениях депрессии, изменяющейся в пределах от максимально допустимого значения, вычисленного по формуле (2.2), до максимально возможного:

4.Производится оценка изменения плотности бурового раствора в результате поступления в него пластового флюида, шлама.

5.В случае уменьшения плотности бурового раствора определяется забойное статическое давление на кровлю пласта и новое значение депрессии. Если эта депрессия будет превышать 15 % эффективных скелетных напряжений, то производят пересчет ее первоначального значения по формуле (2.2) на меньшую величину.

205

6. В случае увеличения плотности бурового раствора первоначальное значение депрессии соответственно увеличивают, но не более 15 % от величины (РГОР – РПЛ), и производят корректировку первоначальной плотности бурового раствора.

Важным вопросом является регулирование величины депрессии и репрессии на продуктивный пласт. Данная проблема впервые была решена К.М. Тагировым путем разработки метода и конструкции герметизированной системы циркуляции для вскрытия пластов в условиях АВПД с регулированием дифференциального давления в системе «скважина – пласт» в процессе бурения [96, 149, 150, 151].

Разработанный способ вскрытия пластов с заданным дифференциальным давлением в системе «скважина – пласт» позволяет вызвать контролируемый приток пластового флюида на забой скважины, вымыть его на дневную поверхность с целью установления природы флюида (вода, нефть, газ) и определить величину пластового давления, а при необходимости произвести задавку скважины.

Однако в процессе вскрытия пласта на равновесии в условиях РЗАБ = РПЛ промывочнаяжидкостьназабоеможетнасыщатьсягазом, который при подъеме по кольцевому пространству (по мере снижения гидростатическогодавления) будетвыделятьсяиз растворавсвободнуюфазу[160]. Всвязи

сэтим К.М. Тагировым была разработана математическая модель определения гидростатического давления газированной утяжеленной жидкости

сучетом массообмена между газовой и жидкой фазами и влияния температуры окружающих пород на указанный процесс:

Рz0Т0

где Р, l и Т – соответственно текущие давления, глубина и температура; ρв, ρт , ρг0 – плотность воды, твердой фазы промывочной жидкости и газа

соответственно, кг/м3; z0 и zl – коэффициент сверхсжимаемости газа в нормальных условиях и на текущей глубине соответственно; с = Vт / Vв – отношение объема твердой фазы (Vт) к объему воды (Vв) в промывочной жидкости; Р0 и Т0 – давление и температура в нормальных условиях соответственно; а0 – коэффициент газонасыщенности промывочной жидкости (численно равный объему газа при нормальном давлении на устье скважи-

206

ны Р0, растворившегося в единице объема промывочной жидкости в забойных условиях); а(Т) – коэффициент растворимости газа.

В.И. Нифантовым был также разработан способ вскрытия продуктивного горизонта пласта в условиях переменной депрессии [149].

Величина переменной депрессии на пласт регулируется ступенчатым или непрерывным изменением избыточного давления газированной промывочной жидкости.

Одной из самых ответственных операций при бурении в условиях равновесия и депрессии в системе «скважина – пласт» является спуск и подъем инструмента.

Разработанные еще в 20–30-х годах ХХ века зарубежными фирмами Г. Отиса и Хайдрил, а также Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения под руководством П. Копысицкого, комплексы оборудования для спуска-подъема колонны труб под давлением из-за несовершенства, низкой производительности и неэкономичности нашли применение в основном только при проведении аварийных работ.

Во второй половине XX столетия благодаря использованию серийного гидрооборудования и накопленному опыту проектирования гидроприводов различных нефтепромысловых механизмов удалось разработать образцы установок, отвечающих современным требованиям технологии бурения и ремонта скважин под давлением [153]. Однако использование установок с непрерывными трубами (УНТ) полностью не решает проблему спуска-подъема труб под давлением, так как УНТ можно использовать только для бурения скважин среднего и малого диаметров, ввиду того что максимальный наружный диаметр гибкой трубы не превышает 60,3 мм.

Кроме того, для крепления скважин в настоящее время применяются только свинчиваемые и стыкосварные трубы, поэтому проблема спускоподъемных операций при бурении и креплении скважин при избыточном давлении на устье остается актуальной и требует скорейшего решения.

В.И. Нифантовым предложен способ отсечения продуктивного пласта на период спуска и подъема труб закачкой пачек устойчивой трехфазной пены, вязкоупругого разделителя с периодическим заполнением остального ствола буровым раствором с тем расчетом, чтобы обеспечивалось равновесие пластового и гидростатического давлений. Разработана методика определения величин масс бурового раствора, необходимого для периодических подкачек.

Вто же время попадание пены в продуктивный пласт приводит

кснижению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

207

Кроме того, весьма сложны расчеты по определению масс бурового раствора для периодической доливки ствола скважины.

Вышеприведенные данные изложены применительно к технологии бурения на равновесии или депрессии при строительстве газовых скважин, а также скважин на подземных хранилищах газа.

Опыт строительства нефтяных скважин на депрессии в России весьма незначительный, поэтому ниже рассмотрен зарубежный опыт.

Осложнения, возникающие при вскрытии продуктивных пластов на депрессии, рассмотрены Сапониа.

Сапониа в 1995 году утверждал: «Максимизация использования природной энергии, которую можно извлечь из месторождения, способна снизить требования к циркуляционной системе, например объему закачки азота, но приток пластовой жидкости во время наращиваний способствует образованию больших жидкостных пробок, приводит к большим пикам давления и проблемам с восстановлением циркуляции (потеря циркуляции). В высокопроницаемых продуктивных пластах приток жидкости во время наращиваний способен заглушить скважину, делая невозможным восстановление циркуляции без приложения избыточного давления. Время на наращивание инструмента должно быть минимальным, чтобы уменьшить приток пластовой жидкости» [154].

Чем больше горизонтальный участок пробуренного ствола, тем труднее восстановить циркуляцию после наращивания. По мере того как в ходе бурения вскрываются дополнительные продуктивные участки, приток из пласта, вероятно, будет меняться.

В зависимости от характера процесса меняется способ контроля скважины, от основного – регулирования давления за счет гидростатического давления промывочной жидкости – до контроля потоком, при котором контролируется и регулируется забойное давление (и, таким образом, приток в ходе бурения).

Сапониа сделал несколько выводов:

1. Хотя бурение при пониженном гидростатическом давлении в некоторых случаях оказалось неудачным (например, в скважинах, пробуренных при пониженном гидростатическом давлении, обнаруживалось нарушение эксплуатационных качеств продуктивного пласта или вышележащих пород), причинами этому стали превышение давления при наращивании и (или) использование неподходящих промывочных жидкостей. Спроектированная надлежащим образом программа промывки не допускает появления крити-

208

ческих притоков из продуктивного пласта или высокого гидродинамического давления в затрубном пространстве на поверхности.

2.Многофазный поток может допускать бурение при любом перепаде давления. Для моделирования многофазной системы могут использоваться компьютерные модели потока, учитывающие приток из пласта и соотношения между температурой, расходом и давлением. В то время как большинство моделей статистические, разработаны некоторые динамические модели, которые учитывают гидравлические удары при пусках, остановках и изменении режима промывки, воздействии жидкости при наращивании и перемещении бурильных труб, они находятся на стадии становления.

3.При планировании, чтобы определить параметры программы промывки, необходимо моделирование многофазного потока. Нагнетаемые агенты должны быть проанализированы в сочетании с добываемыми пластовыми жидкостями при разнообразных условиях, что позволит определить эксплуатационные ограничения на давление на забое. Эксплуатационные ограничения должны быть определены до начала работ, чтобы заблаговременно составить программу работ функционирования системы

ваварийных ситуациях. Оптимальную программу промывки определяют фактические условия в скважине, изменения пластового давления и характеристики притока из продуктивного пласта.

Таким образом, вышеизложенное показывает важность детального проектирования и моделирования с целью достижения преимуществ бурения при пониженном гидростатическом давлении в скважине.

Согласно [155] использование нефти в качестве среды бурения показало себя успешным, однако следует обратить внимание на ее способность транспортировать шлам. Важным преимуществом использования нефти местного происхождения является возможность не применять буровой раствор, несовместимый с пластовыми флюидами, в результате чего они снижают фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Заканчивание может быть оптимизировано, если после окончания бурения скважина промывается нефтью местного происхождения. Это существенно, чтобы гарантировать, что бурение с пониженным гидростатическим давлениемприведеткминимальномузагрязнениюпродуктивногопласта.

Результаты, достигнутые на скважине АS-1, позволяют сделать следующие выводы [86]:

1. Метод UBD бурения на депрессии экономичен даже в плотном продуктивном пласте с низкими пористостью и проницаемостью.

209

2.Методика контроля за притоком экономична в тех случаях, когда оборудования для прогнозирования забойного давления мало или оно вообще не может быть использовано.

3.Метод заканчивания при «псевдопониженном давлении» – безопасный и эффективный метод, который может устранять риски, свойственные созданию условий повышенного давления.

В результате успешных операций компания MN планирует продолжать использование метода бурения на депрессии в течение обозримого будущего.

Как отмечалось выше, метод бурения на депрессии имеет ряд пре-

имуществ, но особенно он выгоден, по [156], применительно к горизонтальным скважинам не только из-за вышеупомянутых преимуществ, но также из-за оперативного прогноза дебита. Пробная эксплуатация в процессе бурения горизонтального участка может служить механизмом управления, при этом также могут быть оценены запасы продуктивного пласта. Чтобы полностью реализовать преимущества технологии бурения с отрицательным дифференциальным давлением, компания Apache предпочла использовать метод бурения с применением колонны гибких труб.

До того момента как компания Apache пробурила первую горизонтальную скважину, подобные скважины бурились с положительным дифференциальным давлением. Но бурение горизонтальных скважин с положительным дифференциальным давлением обеспечило незначительные успехи (если они вообще были) по сравнению с бурением вертикальных скважин. И последующие попытки интенсификации притока в поврежденных горизонтальных стволах скважин были неэффективными.

По мнению компании Apache, месторождение являлось хорошим объектом для применения горизонтального бурения со вскрытием продуктивного пласта на депрессии. Медленное снижение дебита свидетельствовало о том, что газовое месторождение было разработано не до конца, и в случае успеха эта технология должна была доказать свою целесообразность для последующих приложений. Хотя уже находилась в производстве технология вскрытия продуктивного пласта вертикальной скважиной, было сделано предположение, что горизонтальная скважина, пробуренная с отрицательным дифференциальным давлением, позволит экономически оправданно ускорить реализацию проекта и повышения дебита и тем самым послужит более эффективной разработке месторождения.

210