 |
Вскрытие продуктивных пластов
|
|
|
|
Первичное вскрытие возможны несколько принципиальных направлений в
технологии первичного вскрытия продуктивных пластов:
- исключение проникновения компонентов бурового раствора в пласт;
- обеспечение таких свойств бурового раствора и его фильтрата, которые бы обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта и
восстановление его первоначальной проницаемости.
- проведение пескоизоляционных работ на стадии вскрытия слабосцементированных пород-коллекторов.
Для отечественной промышленности, учитывая ее обеспеченность материалами, оборудованием и сложившуюся технологию, реальным в настоящее время является второе направление.
Для реализации щадящей технологии первичного вскрытия в НПО «Бурение» разработаны и апробированы новые эффективные материалы для буровых растворов, не загрязняющих продуктивные пласты:
- ПАВ комплексного действия ПКД-515 (ТУ 39-05765670-011-211-95), представляющий собой гармонично сочетающуюся композицию ПАВ, снижающий негативное влияние буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость для нефти продуктивных пластов;
- новая экологически безопасная, водокислотнорастворимая, индифферентная к любым солям полимерная основа (ПС) для растворов и жидкостей глушения скважин на базе рассолов солей (ТУ 6-55-221-1399-95);
- карбоксиметилированный крахмал (КМК)- понизитель фильтрации пресных и минерализованных растворов, экологически безопасен, не содержит токсичных веществ и подвержен умеренному биологическому разложению, 100%-ная деградация КМК под действием растворов кислот позволяет эффективно использовать его в «незагрязняющих» растворах для вскрытия продуктивных пластов и проведения специальных работ.
|
|
|
На основе этих материалов, комплексонов. ингибиторов гидратации и набухания глин, новых критериев оценки качества предложены системы буровых растворов, не загрязняющих продуктивные пласты. Имеющийся промысловый опыт позволяет
гарантировать при использовании технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, разработанной в НПО «Бурение», повышение продуктивности заканчиваемых скважин в 1,8-3 раза.
Для вскрытия продуктивных пластов при бурении рекомендуется использовать экологически чистые буровые растворы, разработанные зарубежными фирмами. Как уже говорилось выше, хорошие результаты показывает безглинистый полимерный раствор, разработанный компанией «Эм-Ай Дриллинг Флюидз».
Также можно рекомендовать растворы на гликолевой основе производства Milpark Drilling Fluids, где гликоль заменяет нефть на внешней фазе дисперсной системы, являются заменителем буровых растворов на нефтяной основе и экологически безопасные.
Вызов притока
Вызов притока осуществляется путем создания депрессии на вскрытый пласт, что достигается заменой жидкости в скважине на другую с меньшей плотностью, а при необходимости, которая возникает в большинстве случаев, - снижение уровня в скважине.
По требованиям правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности (ПБНГП) снижение уровня жидкости в скважине нагнетанием воздуха компрессором запрещено. Рекомендуется для вызова притока использовать пенные системы, либо закачивать инертный газ (азот) с помощью азотно-мембранных компрессоров. Выпуск азотно-мембранных компрессоров в России также налажен.
Технология использования пенных систем достаточно хорошо отработана и может рекомендоваться как проектное решение.
Кроме того, для вызова притока могут использоваться струйные насосы, а также метод свабирования.
|
|
|
При традиционной технологии закачивания скважин (вскрытие продуктивного пласта на буровом растворе с плотностью в соответствии с требованиями ПБНГП, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация) проектами для вызова притока предусматривается три цикла закачивания пенной системы с последующим самоизливом ее.
При закачивании скважин открытым забоем отрицательное воздействие фильтрата бурового раствора снижается, а воздействие цементного раствора и жидкости вторичного вскрытия исключается, т.е. условия вызова притока облегчаются.
Практического опыта освоения скважин, заканчиваемых открытым забоем на режиме равновесия, в районе нет. Технология освоения скважин: НКТ спускается на глубину на 10-
20м выше башмака эксплуатационной колонны.
Устанавливается фонтанная арматура. Буровой раствор заменяется на техническую воду. Производится закачка пенной системы с последующим ее самоизливом. Количество циклов закачки пенной системы выполняется до получения проектного притока.
Очевидно, что в реальных условиях продолжительность работ по вызову притока зависит от конкретных характеристик эксплуатационного объекта и режима его вскрытия и может измениться в значительных пределах.
Характеристика бурового раствора
Базовая рецептура бурового раствора основана на применении глинистого раствора, обработанного реагентами Сайпан, Дк-Дрилл, КМЦ - 600, гипан и рыбожировой смазкой Сиб-ЭСТет. Система очистки бурового раствора четырехступенчатая.
В соответствии с геологическим разрезом, для обеспечения нормального состояния ствола скважин и эффективной работы турбобуров на забое, проектом предусматривалось применение глинистого раствора с параметрами, приведенными в табл. 3.3.
Таблица 3.3
Проектные параметры бурового раствора
| Параметры раствора | Интервал бурения, м | |||
| 0-750 | 750-950 | 950-2500 | 2500-2670 | |
| Плотность, г/см3 | 1,16-1,18 | 1,05-1,08 | 1,08-1,12 | 1,12 |
| Вязкость, сек | 30-35 | 17-18 | 19-20 | 20-22 |
| Водоотдача за 30 мин, см3 | 6-8 | 8-10 | 6-8 | 4-6 |
| Содержание песка, % | до 1,0 | до 1,0 | не более 0,5 | не более 0,5 |
Геологические условия проводки скважин и характеристика промывочной жидкости
|
|
|
С целью обеспечения нормальных условий проводки скважин и получения качественной промывочной жидкости при бурении под кондуктор в интервале глубин 0-750 м глинистый раствор приготовляли из бентонитового глинопорошка ввиду того, что глинистый раствор недостаточно нарабатывался за счет естественных отложений. При углублении ствола скважины ниже кондуктора бурение производилось на технической воде
с наработкой раствора в палеогеновых и верхнемеловых глинистых отложениях. В целях поддержания необходимых параметров и улучшения качества промывочной жидкости проводилась постоянная обработка раствора химреагентами.
С целью обеспечения подъема цементного раствора до проектной отметки использовались муфты ступенчатого цементирования и заколонные пакеры.
|
|
|
