книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт
..pdf–аэрированной нефтью не менее двух объемов;
–аэрированной нефтью с включением в цикл промывки нефтяной пачки;
–чистой нефтью.
Перед подъемом бурильного инструмента вытесняли частично (на 200–300 м) нефть из бурильного инструмента, производили разгрузку скважины от избыточного давления в трубном и затрубном пространствах в сепаратор или байпасную емкость.
Подъем инструмента производили при загерметизированном устье скважины путем протяжки бурильных труб через сальниковый узел роторного герметизатора. Во время подъема постоянно контролировали давление в затрубном пространстве и изменение объема нефти в сепараторе. Подъем производили, используя специальную юбку, собирая нефть из бурильных труб в емкость-накопитель. При невозможности подъема бурильного инструмента из-за перелива газированной нефти по трубному пространству бурильного инструмента производили вытеснение нефти азотом в затрубье.
Подъем бурильных труб из высокодебитных скважин с пластовым давлением выше гидростатического и нефтяных скважин с большим газовым фактором производили после глушения скважины, используя в качестве жидкости глушения нефть большей плотности. Так, на Сибирском месторождении, где плотность нефти 850 кг/м3, использовали нефть Ножовского месторождения плотностью 920 кг/м3. Следует отметить, что глушение пробуренных скважин на ОПД – нежелательный процесс. Для исключения фонтанирования скважин во время подъема бурильного инструмента, по-видимому, рационально использовать забойные отсекатели. Наиболее прогрессивным приемом будет совмещение глушения с подъемом бурильного инструмента и внедрение подъемного лифта с интенсификацией притока, используя для этогожидкостиглушения(интенсификации) соответствующегосостава.
При подъеме инструмента из скважины с избыточным давлением, для предупреждения выброса инструмента, в том случае когда величина выталкивающей силы превышает вес инструмента, может использоваться оборудование для спуска бурильных труб под давлением.
При подъеме инструмента и выходе долота выше малогабаритного превентора типа ППМ 125×210 или ПМТ 156×210 или механического шарового крана на расстоянии 200–400 мм глухие плашки последних закрывали, давление из-под верхних превенторов стравливали. Долото из скважины извлекали вместе с блоком сальникового узла роторного герметизатора.
291
Геофизические исследования пробуренного на ОПД участка продуктивного пласта на скважинах без избыточного давления на устье проводили в обычном порядке, строго контролируя состояние скважины во время проведения ГИС.
ГИС на скважинах с избыточным давлением на устье проводили при загерметизированном устье скважины по специальному плану.
В зависимости от уровня избыточного давления на устье ГИС проводили:
–путем спуска контейнера с геофизическими приборами на колонне бурильных труб при загерметизированном устье скважины;
–через колонну бурильных труб, используя для герметизации жесткого или обычного каротажного кабеля лубрикатор бурового вертлюга ВРБ-100 или ВРБ-80;
–с использованием кабельного разъемного герметизатора ГКР, устанавливаемого в верхний фланец превенторной устьевой обвязки.
Спуск хвостовика производили по отдельному плану. При отсутствии избыточного давления в скважине спуск хвостовика производили на бурильном инструменте при незагерметизированном устье с установленным сальниковым узлом роторного герметизатора.
Между установочным узлом разъединителя хвостовика и бурильным инструментом устанавливали обратный клапан.
Спуск хвостовика производили с доливом в бурильный инструмент после спуска каждой свечи цементировочным агрегатом. В качестве агента использовалась нефть.
Все скважины успешно пробурены до проектной глубины.
2.8. ОБЩАЯ ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ПРИЕМОЧНЫХ ИСПЫТАНИЯХ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ»
Применение технологии заканчивания скважин на ОПД показало высокую технологичность, промышленную и экологическую безопасность.
В процессе приемочных испытаний опробованы и показали высокую надежность рекомендации по:
– выборуобъектовдлявскрытияпродуктивныхпластовнадепрессии;
292
–обоснованию рациональной конструкции скважин;
–надежному определению местоположения кровли и подошвы продуктивного пласта;
–составу подготовительных работ к вскрытию продуктивных пластов на ОПД и технологии заканчивания скважин на ОПД;
–комплектам бурового, противовыбросового, специального оборудования и их технологическим обвязкам;
–обоснованию программ промывки на ОПД с обеспечением проектной депрессии на продуктивные пласты;
–проведению геофизических исследований в скважинах, законченных строительством на ОПД.
По результатам приемочных испытаний технология вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» рекомендована к промышленному внедрению.
На основании результатов испытаний Госгортехнадзор РФ выдал разрешение на промышленное применение технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде в системе «скважина – пласт» в условиях Пермского Прикамья. На новую технологию после ее экспертизы Пермским областным центром экологической сертификации выдан экологический сертификат.
2.9. ВЛИЯНИЕ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ
В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ» НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН
Влияние вскрытия продуктивных пластов на ОПД на продуктивность скважин оценено по Шумовскому, Сибирскому, Западно-Ножовскому и Гожанскому месторождениям.
Залежи нефти на Шумовском месторождении приурочены к карбонатным отложениям верейского и башкирского ярусов.
Эти отложения имеют следующие средневзвешенные значения коллекторских свойств: пористость – 17–18 %, проницаемость – 0,218–0,28 мкм2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,0–5,3 м.
По Сибирскому месторождению залежи нефти приурочены к карбонатам башкирского яруса (скважина № 521) и песчаникам бобриковского горизонта (скважины № 347 и 365).
293
Карбонатные отложения башкирского яруса имеют следующие средневзвешенные коллекторские свойства: пористость – 10–11 %, проницаемость – 0,0175 мкм2. Нефтенасыщенная толщина башкирских отложений составляет 13 м.
Песчаники бобриковского горизонта имеют следующие коллекторские свойства: пористость – 14 %, проницаемость – 0,124 мкм2. Их нефтенасыщенная толщина составляет 11,3 м.
По Гожанскому месторождению залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям башкирского горизонта, которые характеризуются следующими показателями коллекторских свойств: средневзвешенная проницаемость – 0,098 мкм2, пористость – 8–11 %. Их нефтенасыщенная толщина составляет 9,08 м.
Проведено сравнение дебитов скважин, полученных при вскрытии продуктивных пластов на ОПД, с базовыми дебитами скважин по месторождению, приведенными в сравнимые условия (одинаковой мощности, депрессии и др.).
Установлено, что применение технологии вскрытия продуктивных пластов на ОПД позволяет повысить средневзвешенные дебиты скважин на Шумовском месторождении из верейского горизонта (пласт В3+4) с 5 до 9,7 т/сут, т.е. прирост составляет 4,7 т/сут, а по башкирскому ярусу этого же месторождения – с 5,4 до 11,6 т/сут, т.е. прирост составляет
6,2 т/сут (табл. 2.20).
Таблица 2 . 2 0
Влияние вскрытия продуктивных пластов при отрицательном давлении в системе «скважина – пласт» на дебиты скважин
№ |
Место- |
Объект |
п/п |
рождение |
эксплуа- |
|
|
тации |
1 |
2 |
3 |
1 |
Шумовское |
В3 |
2 |
Шумовское |
В3 + 4 |
3 |
Шумовское |
В3 + 4 |
4 |
Шумовское |
В3 + 4 |
5 |
Шумовское |
В3 + 4 |
Работыповскрытию пластовнадепрессии
МПа |
МПа |
% |
Р |
Р |
Депрессия, |
, |
, |
|
ПЛ |
ЗАБ |
|
4 |
5 |
6 |
9,8 |
8,8 |
10,2 |
8,4 |
7,5 |
10,7 |
9,6 |
7,8 |
18,7 |
8,5 |
7,3 |
14,1 |
9,4 |
6,8 |
27,7 |
|
|
|
Эффективностьработ
Базовый дебит, т/сут |
Фактический дебит, т/сут |
Прирост дебита, + /– |
|
|
|
7 |
8 |
9 |
4,5 |
8,6 |
4,1 |
5,4 |
8,5 |
3,1 |
5,6 |
13,0 |
|
7,4 |
||
4,6 |
12,0 |
7,4 |
5,0 |
9,7 |
4,7 |
294
Окончание табл. 2 . 2 0
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,2 |
7,8 |
15,2 |
3,4 |
7,3 |
3,9 |
7 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,5 |
7,9 |
16,8 |
4,6 |
8,1 |
3,5 |
8 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,5 |
7,5 |
21,0 |
5,6 |
9,2 |
3,6 |
9 |
Шумовское |
В3 + 4 |
6,5 |
5,8 |
10,8 |
5,6 |
13,0 |
7,4 |
10 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,2 |
7,5 |
18,5 |
5,6 |
13,0 |
7,4 |
11 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,5 |
7,2 |
24,2 |
5,6 |
8,6 |
3,0 |
12 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,0 |
7,4 |
17,7 |
4,4 |
7,0 |
2,6 |
13 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,5 |
8,0 |
16,0 |
5,2 |
8,8 |
36,0 |
14 |
Шумовское |
В3 + 4 |
9,2 |
7,2 |
21,7 |
5,5 |
8,5 |
3,0 |
На Шумовском месторождении по верейскому горизонту (В3+4) и башкирскому ярусу (Бш2) изучалось влияние величины депрессии на дебит скважин. Установлено, что по верейскому горизонту (пласт В3+4) такая связь отсутствует.
На рис. 2.18 приведены экспериментальные графики взаимосвязи фактического дебита и прироста дебита нефти для башкирских отложений Шумовского месторождения. Графики построены по данным 10 различных скважин. Приведенные результаты однозначно показывают, что с ростом депрессии происходит нелинейное увеличение как фактического дебита (Q), так и прироста дебита ( Q). Данные статистической зависимости были аппроксимированы полиномиальной моделью, для которой получены следующие уравнения:
♦ по фактическому дебиту:
Q = 8,087 – 0,003 Р + 0,0117( Р)2 |
(2.7) |
скоэффициентом детерминации R1 = 0,378 д. ед. и R2 = 0,401 д. ед.;
♦по приросту дебита:
Q = 3,318 – 0,00462 Р + 0,0117( Р)2 |
(2.8) |
с коэффициентом детерминации R1 = 0,378 д. ед. и R2 = 0,401 д. ед. Значительный дисперсионный разброс (показано пунктирной ли-
нией на рис. 2.18) косвенно указывает на наличие дополнительных неучтенных параметров, влияющих на дебит и прирост дебита. В первую очередь это может быть связано с конкретными значениями проницаемости эффективной части пласта, характером структуры порового пространства и свойствами поверхности в ПЗП.
295
Условные обозначения:
- - - - - - Предел изменения показателя
––––––– Характер изменения показателя
Рис. 2.18. Взаимосвязь фактического дебита и прироста дебита от депрессии для башкирских отложений Шумовского месторождения
По скважинам, пробуренным на Сибирском месторождении, на башкирский ярус и бобриковский горизонт прирост добычи нефти составил 9 и 48,5 т/сут: по первому – с 10 до 19 т/сут, по второму – с 24,5 до 73 т/сут.
По Западно-Ножовскому месторождению достигнуто более чем трехкратное увеличение дебитов скважин – с 10 до 31,5 т/сут.
Таким образом, из приведенных данных следует, что вскрытие продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» позволяет повысить дебиты скважин по верейскому горизонту и башкирскому ярусу Шумовского месторождения и башкирскому ярусу Сибирского месторождения в 2 раза, а по верхневизейским отложениям Сибирского и Западно-Ножовского в 3 раза.
Данный вывод вполне согласуется с данными отечественных и зарубежных исследователей о том, что негативное влияние фильтратов на водной основе в большей мере проявляется в терригенном коллекторе.
296
2.10. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ПЕРЕПАДЕ ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ» ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВТОРОГО СТВОЛА ИЗ СКВАЖИНЫ № 709 ГОЖАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Пермское Прикамье является одним из старейших нефтедобывающих районов России.
В связи с этим весьма актуальной проблемой является эффективное использование старого фонда скважин для выработки запасов углеводородов. Одним из перспективных направлений является восстановление скважин методом бурения дополнительных (боковых) стволов, что позволяет:
–вовлечь в разработку ранее не эксплуатирующиеся продуктивные пласты;
–выйти из конуса обводненности;
– осуществить обход аварийного оборудования, оставленного
вскважине;
–оптимизировать сетку разработки;
–решить некоторые специальные вопросы.
Метод восстановления скважин бурением дополнительных стволов широко используется в Пермском Прикамье. Так, в период с 1994 года по настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь» восстановлено более 70 скважин, в том числе 17 скважин с горизонтальным участком ствола скважины.
При этом проблема качества вскрытия продуктивного пласта на старом фонде скважин весьма актуальна, особенно для месторождений с низким пластовым давлением.
Впервые технология вскрытия продуктивного пласта на ОПД применялась при бурении дополнительного ствола из скважины № 709 Гожанского месторождения в 2001 году. Эта скважина была пробурена 1991 году как добывающая на девонские отложения. В 1997 году скважина была переведена на вышележащий башкирский горизонт (Бш2). Добыча с Бш2 осуществлялась с апреля 1997 по апрель 2000 года. За этот период было отобрано 1627 т нефти со средним дебитом 1,48 т/сут. В конце 2000 года дебит снизился до 0,2 т/сут. По данным записи ИННК, башкирский ярус нефтенасыщен в интервале 1015,6–1060,2 м. Этаж нефтеносности составляет 39 м.
297
Учитывая мощность этажа нефтеносности и расположение скважины
всводовой части залежи, было решено восстановить работоспособность скважины методом бурения дополнительного (бокового) ствола с горизонтальным окончанием.
Бурение дополнительного ствола исходя из горно-геологических условий и технического состояния эксплуатационной колонны было спланировано осуществить в два этапа.
Первый этап – вырезка участка 146 мм эксплуатационной колонны
винтервале 904–910,5 м.
Бурение дополнительного ствола было спроектировано по следующему профилю (табл. 2.21):
–резко искривленный участок набора зенитного угла с 5° до 60°;
–добор зенитного угла с 60° до 90°.
Таблица 2 . 2 1
Профиль ствола скважины № 709 Гожанского месторождения
Интервалпо |
Длина |
Зенитныйугол, |
Горизонтальное |
Длина |
||||
вертикали, м |
интервала |
град |
отклонение, м |
постволу, м |
||||
от |
до |
повертикали, |
вначале |
вконце |
за |
общее |
интер- |
общая |
м |
интервала |
интервала |
интервал |
вала |
||||
907 |
1001 |
94 |
5 |
60 |
59 |
59 |
109 |
109 |
1001 |
1036 |
35 |
60 |
90 |
131 |
190 |
151 |
260 |
1036 |
1036 |
0 |
90 |
90 |
100 |
290 |
100 |
360 |
Данные по дополнительному (второму) стволу:
♦глубина второго ствола по вертикали – 1036 м;
♦проложение от точки зарезки до точки входа в пласт – 190 м;
♦глубина начала набора зенитного угла – 907 м;
♦интенсивность добора зенитного угла – 2,22 град/10 м;
♦азимут ствола скважины – 343 град.
Бурение бокового ствола с выходом на горизонтальный участок производили долотами диаметром 124 мм до кровли продуктивного интервала башкирского яруса. Промывка скважины осуществлялась безглинистым высокоминерализованным буровым раствором плотностью 1350 кг/м3, который обладал высокими ингибирующими свойствами и тем самым предупреждал осыпи и обвалы глины и аргиллитов верейского горизонта в условиях высокого пластового давления, обусловленного поддержанием
298
пластового давления. Крепление бокового ствола хвостовиком проведено в интервале 857–1047 м (по стволу) с цементированием на полную длину
(рис. 2.19).
Рис. 2.19. Конструкциядополнительногостволаизскважины№709 Гожанскогоместорождения, пробуренногодолотомдиаметром86 мм сгоризонтальнымучасткомстволаивскрытиемнефтяногобашкирского горизонтаприотрицательномперепадедавлениявсистеме «скважина– пласт»
Второй этап– вскрытие продуктивной части пласта на ОПД в интервале 1047–1146 м(постволу), котороепроизводилосьдолотамидиаметром86 мм.
Вскрытие продуктивного пласта производилось на газонефтяной смеси плотностью 620 кг/м3, расход нефти составлял 4 л/с, азота – 4,5 м3/мин.
При пластовом давлении 8,75 МПа забойное давление изменялось в пределах 5,2–6,1 МПа, следовательно, величина депрессии составляла
3,55–2,65 МПа, или 30–40 %.
За время вскрытия пласта был получен приток нефти в объеме 34 м3. Вскрытие продуктивного пласта на скважине № 709 Гожанского месторождения на ОПД позволило получить дебит нефти 9,3 т/сут, что в 2,2 раза выше, чем средневзвешенный дебит по объекту при одинаковых эффективных нефтенасыщенных толщинах и равном пластовом давлении. В то же время дебит, по сравнению с первоначальным, увеличился с 1,48 до 9,28 т/сут, т.е. в 6,2 раза. Удельный дебит на один метр мощности продуктивного пласта по скважине № 709 Гожанской площади выше на 0,44 т/сут/м (или в 2,3 раза), а по сравнению с первоначальным,
до восстановления – на 0,64 т/сут/м, или в 5,4 раза (табл. 2.22).
299
Таблица 2 . 2 2
Сравнение параметров призабойной зоны и дебитов по дополнительному стволу из скважины № 709 Гожанского месторождения пробуренного при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» с основным стволом и средневзвешенными показателями по объекту
|
|
Толщинанефтенасыщения, м |
Пластовоедавление, МПа |
|
Динамическийуровень, м |
Забойноедавление, МПа |
Удельныйдебит жидкостина1 м, т/сут |
Коэффициентпродуктивности, (т/сут)/МПа |
·с, |
2 |
/с |
|
|
|
|
2 |
2 |
|
|||||||
Состояние |
|
|
/МПа |
Проницаемость,мкм |
Пьезопроводность, м |
|
||||||
|
|
|
2 |
|
||||||||
|
Объект |
Дебитсутт/, |
Гидропроводностьмкм, м |
эффектСкин- |
||||||||
Довосстановления |
Бш |
10,0 |
8,75 |
1,48 |
934 |
1,0 |
0,148 |
0,17 |
0,061 |
0,001 |
2,74 |
+0,8 |
условнойскважины |
||||||||||||
Послевосстановле- |
Бш |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нияусловной |
11,7 |
8,75 |
9,28 |
460 |
4,7 |
0,79 |
2,29 |
15,5 |
0,120 |
135,2 |
–2,21 |
|
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Средневзвешенное |
Бш |
12,4 |
9,08 |
4,3 |
490 |
4,5 |
0,35 |
0,94 |
9,7 |
0,098 |
60 |
– |
пообъекту |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Значительно улучшены фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, такие как коэффициент продуктивности пласта, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность (см. табл. 2.22).
Отрицательное значение скин-эффекта указывает на отсутствие загрязнения продуктивного пласта.
Таким образом, из вышеизложенного следует, что вскрытие продуктивных пластов на ОПД в дополнительных стволах из ранее пробуренных скважин позволяет повысить эффективность разработки месторождений (текущие дебиты и нефтеотдачу).
Опытом проектирования и строительства скважины № 709 Гожанского месторождения доказана техническая возможность восстановления старого фонда скважин, закрепленных обсадными трубами диаметром 146 мм, бурением дополнительных стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием со вскрытием продуктивных пластов на ОПД.
300