Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕН
ОСОБЕННОСТИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Особенности вскрытия продуктивного пласта с применением пен обусловлены их свойствами. Пены,являясь вязкопластичными упругими системами, коренным образом отличаются от известных промывочных жидкостей. Только в процессе циркуляции-в скважине при заданных параметрах и известных условиях пенные системы имеют относительно постоянный характер. После прекращения циркуляции (остановки компрессора и насоса) система становится неустойчивой, проявляются упругие свойства и происходит частичное разделение фаз, вследствие чего забойное давление изменяется, снижаясь во времени на значительную величину.
В процессе вскрытия пласта часто приходится прекращать циркуляцию для наращивания бурильного инструмента, смены долота, поэтому использование пен сопряжено с известными трудностями и связано с необходимостью принятия некоторых специальных мер.
В связи с этим определение количественных зависимостей изменения забойного давления после прекращения циркуляции пены от глубины скважины, расхода жидкости, степени аэрации и других факторов представляет большой практический интерес.
8 процессе бурения часто возникают вынужденные остановки. Для сохранения частиц выбуренной породы в кольцевом пространстве во взвешенном состоянии, промывочная жидкость должна обладать удерживающей способностью, т.е. тиксотропными свойствами, для увеличения в спокойном состоянии с течением времени предельного напряжения сдвига.
Взвешивание частиц выбуренной породы и предотвращение образования сальников после прекращения циркуляции жидкости основаны на законах сопротивления среды движению в ней твердых частиц в свободных и стесненных условиях.
Тело (частица выбуренной породы), движущееся в потоке промывочной жидкости, встречает его сопротивление в виде сил трения или вязкости среды. Во время движения в водной среде твердая частица обтекается ею. В этом случае сила сопротивления обусловливается силами трения, возникающими в жидкости вследствие разности между скоростями ее отдельных слоев. Величина этой силы пропорциональна размерам твердых частиц, скорости обтекания и вязкости среды.
Разность между давлениями впереди и позади движущегося в среде Тела определяет динамическое сопротивление среды этому телу.
Оба вида сопротивления среды движущемуся телу (динамическое
трение) действуют одновременно, но с неодинаковой силой. Динами-
еское сопротивление преобладает при больших скоростях движения
сохших размерах тела, сопротивление трения — при небольших скорос-
х и малых размерах тел, а также при большой вязкости среды.
Динамическое давление струи жидкости на твердое тело зависит ее ск°рости, плотности жидкости и формы самого тела.
25
По закону Ньютона, сопротивление среды движущемуся в Не^ лу пропорционально динамическому напору жидкости и площади п^ Тс
POftu
ции тела на плоскость, перпендикулярную к движению: ^
где ф — коэффициент сопротивления (безразмерный) ; F - площ проекции тела, см2; р — плотность среды, г/см3; v — скорость дви»<ен* тела, см/с. "
Уравнение (1) выведено при условии пренебрежения силами сц ления, существующими между частицами жидкости, и трением, вы ваемым их движением.
Уравнение динамического давления струи жидкости на шарову поверхность тела было выведено Риттингером, принявшим давлени на шар равным половине давления на площадь его экваториальной сечения-
= _L_ZLd2 ^1
Р ~ 2 4 Р 2 ' ^
где d — диаметр шара, см.
Во время движения твердых тел в жидкости при достаточно больших числах Рейнольдса (Re > 1) образуются поверхности и вихри, вызываю щие динамическое сопротивление среды.
При коэффициенте трения скольжения (3 сила Р, которая должна быть приложена к шарообразному телу, чтобы уравновесить силу сопро тивления среды, выразится уравнением
(3)
где д -коэффициент вязкости среды, Па-с; г - радиус шарообразного тела, см; v — скорость движения тела, см/с.
По закону сопротивления от сил трения (вязкости) среды, сила f уравновешивающая сопротивление среды движению шарообразного тела, пропорциональна ее вязкости, радиусу шара и скорости его ДВ1) жения.
При решении задач, связанных с движением твердого тела в жидк ти и с течением жидкости в трубах, по теории идеальной жидкости, жидкости, лишенной трения, нельзя получить объективные данные, как она основана на возможности скольжения жидкости вдоль сте труб или тела. Между тем во всех реальных жидкостях образуется раничный слой (жидкость прилипает к стенкам тела) . f
Вид функции, связывающей скорость падения шарообразных в жидкости с их диаметром и толщиной пограничного слоя зерна- ^ условии что все сопротивление при движении зерна заменено сопр ^ лением трения, в слое толщиной X будет выражаться по закону "ь
26
,c _ элемент гдео-ь
ти
rf^_ (4)
Л
площади поверхности зерна; dv I d\ — градиент скорос-
Сила Р после интегрирования
/^ _ коэффициент, учитывающий изменение толщины погранич-
'ояА в котором условно скорость изменяется от 0 до v. Гу авнен'ие (5) учитывает об'а вида сопротивления среды (инерционное трение) падающему в ней телу, так как значения К\ и X можно определить для любой области потока, включая и переходную зону.
Для определения конечной скорости падения твердых тел в жидкости наиболее приемлемой следует считать формулу (5) .
Удерживающая способность глинистого раствора может оцениваться размером максимальных частиц, не тонущих в данном растворе.
На частичку породы в неподвижном состоянии действуют сила веса частицы G и сила сопротивления раствора, возникающая в результате появления касательных напряжений на границе раздела твердое тело — глинистый раствор. Если принять распределение касательных напряжений равномерным, то силы сопротивления раствора представляются произведением г5п |т — касательное напряжение на поверхности твердой частицы, Sn — площадь ее поверхности) . При нахождении частицы во взвешенном состоянии ее вес уравновешивается силами сопротивления раствора, т.е.
откуда
ели принять, что частица имеет форму шара, то ее вес G = ^ of3n (Рл ~ Р) , а ее поверхность
Тогда
ЛРп_-р)_
(7)
27
где dn — диаметр частицы; рп — плотность породы; р — плотность жид кости.
Было показано, что предельные осредненные по площади касатель ные напряжения т составят т в (т — коэффициент, зависящий от формы и размеров частицы, в — статическое напряжение сдвига раствора).
При г < тв частица находится во взвешенном состоянии; npi, т >тв она начинает двигаться.
Таким образом, в состоянии предельного равновесия
т=тв. (8)
Тогда из формул (7) и (8) диаметр максимальной нетонущей частицы с/п определяется соотношением
._, л
G т и
°п =-------- • 'Ь
Рп-Р
Значение коэффициента т, как показали опыты, для шарообразных частиц изменяется в пределах 2,5—1,6 при изменении их диаметра от 2 до 40 мм, причем с увеличением размера частицы коэффициент т умень шается.
Статическое напряжение сдвига, обеспечивающее необходимую удерживающую способность раствора, должно находиться в пределах через 1 мин покоя — 2,0—5,0 Па; через 10 мин — 7,5—15,0 Па.
В отличие от воды и глинистого раствора лена длительное время будет сохранять частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии вследствие структурно-механических свойств и псевдоожижения. В этом отношении пена во многом превосходит все применяемые в настоящее время промывочные жидкости.
Частицы выбуренной породы, имеющие гидрофобную поверхность (вследствие природной гидрофобное™ или адсорбции ПАВ и кислоро да), будут прилипать к пузырькам воздуха и находиться во взвешенном состоянии. Частицы, имеющие гидрофильную поверхность или недостаточ но гидрофобизованную, также будут находиться во взвешенном состоя нии в результате структурно-механических свойств пены и псевдоожи жения.
Псевдоожижение — состояние системы (твердые частицы — газ или жидкость), которое характеризуется перемещением твердых частии относительно друг друга вследствие обмена энергией с каким-либо ее источником.
В условиях кольцевого пространства скважины псевдоожиженпЫИ слой образуется при восходящем движении пены (вследствие расшир6 ния сжатых пузырьков) через слой взвешенных частиц породы, сог да перепад давления в слое достигает значения, достаточного для под держания этих частиц во взвешенном состоянии.
Процесс псевдоожижения в кольцевом пространстве можно ставить в следующем виде.
28
После прекращения циркуляции по всей глубине скважины в по-тО«е пены находятся частицы выбуренной породы различной крупнос-ти и минералогического состава. Поскольку давление по глубине скважины непостоянно, снижаясь по мере приближения к устью скважины, скорость движения пены также постепенно увеличивается от забоя к устью в результате расширения сжатых пузырьков воздуха.
Можно предположить, что по глубине скважины вследствие изменения давления и скорости концентрация выбуренных частиц в потоке пены будет различной. В результате наблюдается явление псевдоожижения различного характера по глубине. В нижних слоях (на больших глубинах в скважине) псевдоожиженный слой будет более плотным с меньшей порозностью е (объемная доля свободного пространства между частицами), в верхних же слоях порозность имеет большее значение, следовательно, псевдоожиженный слой расширяется.
Взвешенные частицы выбуренной породы в кольцевом пространстве, омываемые потоком пены, могут находиться в двух качественно различных состояниях '
При скорости потока и/ ниже некоторого критического значения и/ц твердые частицы находятся во взвешенном состоянии, порозность б остается неизменной. С повышением скорости движения пены в кольцевом пространстве (вследствие увеличения объема пузырьков) до критического значения скорости WQ порозность увеличивается, в результате чего происходит расширение сжиженного слоя. При w > V/Q сила гидродинамического давления становится больше веса частицы, вследствие чего они выносятся на поверхность.
Б кольцевом пространстве плотность псевдоожиженных слоев будет разной, каждый из слоев имеет свои характерные особенности, порозность, высоту слоя, перепад давления, скорость ожижения, полидисперсность твердых частиц. Объясняется это упругими свойствами лены, а также физико-химическими явлениями, происходящими в кольцевом пространстве в присутствии ПАВ и пузырьков воздуха (газа).
Вследствие упругих свойств движение восходящего потока пены в кольцевом пространстве после остановки компрессора и насоса продолжается. При этом скорость потока повышается от забоя к устью скважины, что объясняется увеличением диаметра пузырьков воздуха по мере снижения давления. Присутствие ПАВ и пузырьков воздуха способствует прилипанию последних к определенным частицам выбу-Ренной породы, тем самым обеспечивая их взвешивание и ускоряя вынос частиц.
1аким образом, в момент прекращения циркуляции пены в кольцевом пространстве псевдоожижение в слое частиц выбуренной поро-ДЬ1 происходит в условиях, предотвращающих их выпадение или мест-е "ког>ление и способных вызвать осложнения. При этом в резуль-8 ВЬ|носа в первую очередь более мелких твердых частиц крупные обсуждаются от шламового покрытия, и на их поверхности легче адсор-РУются поверхностно-активные вещества, облегчая тем самым прили-пан"е пузырьков.
29
Чем больше глубина сква>к-
сжать, пузырьки воздуха тем'' " следовате"ьно, чем больше бу кольцевом пространстве вследст /T^6' Пр°ЦеСС псевдоожижения пень,. В результате псевдоожи*! б°ЛЬШей энеРгии У"РУгой систем,, кости применяют пену, непрерь!?"'/0™3 В качестве промывочной ж ность частицы выбуренной попол УДУТ выноситься на дневную пове "ости пузырьков. м АЬ|' которые не закрепились на пове,
Поскольку пена в кольцевом
куляции движется снизу вверх Пр°странстве после прекращения ц,
сится определенное число частим *аждого элементарного слоя вь,ь
ность выноса этих частиц возраст Выбуренной п°РОДы, причем интенс^
потока пень, к устью скважины „ "° М6ре пРибли>*<ения движущего,
Довательно, повышения скорост! ^°ТВИе РЭСШИрения пузырьков, а с,
псевдоожижения будет значителен °ЧеВИДНО' в веР*них слоях скорое
"О • при которой происходит вьтп° ВЫШе ВТ°РОЙ кРитической скорое,
с гидрофильной поверхностью чаЛ ' МелкодиспеРСных преимущественн,
сальна. СТИЦ' В этих ™ слоях порозность ма!
Из всего изложенного можнп
пластичной упругой системой ° 38КЛЮЧИТЬ' что пена' являясь вязко известнь,е промывочные жидкости ^ показател™ превосходит aci и вскрытия продуктивных пластов Применяемые *™ бурения скважи*
• й Результате большой кинетии
из отверстий долота, адсорбцио?*0* ЭНерГИИ ПрИ выхо«е потока nentf постоянного сохранения забоя в мм ПОНИЖения твердости породы
ной породы механическая скорость^ ВИД6' ЛУЧШвГ° 8ЫНОса ВЬ|бУ^" повышается в 2 раза и более BcJn УР6НИЯ П° пРВДваРительной оце, к» показали промышленные испытания!"™6 ^ ПродУ'чтивнь.х пластов, венной проницаемости коллектора пров°Дится при сохранении естост
Важными являются закупоои'в
пятствуют проникновению фильтр ЩИ6 СВ°ЙСТВа пень|- вторые гое выражается в разрушении гидрат'^ В п°Ристую среду. Это свойс во
прилипании к ней пузырьков воздуХаГ°пСЛОЯ На ТВ6РДОЙ поверхности и произойдет защемление прилипших РИ ЭТ°М'В ог>Ределенных услов ях что вызовет полную или частичную iJ* твердой поверхности пузырькт
Немаловажное значение име^ упорку поровых каналов. ва пень,, препятствующие продай^ СТруктурн°-механические свой л годаря проявлению начального град^! Ю фильтРата в глубь пласта б ,а
Учитывая закупоривающие саой ДЭВЛеНИЯ-
лении степени аэрации или (что то ™ П6ННОЙ системь| при опре е стволе скважины, противодавление ?в °ам°е) средней плотности пень в оольше пластового давления ПЛаст можно принять на 15-2С %
Печные системы предназначены
та с пластовым давлением 0 7 гидог^4 Вскрытия продуктивного объек-средняя плотность пены в скважине' ^атического- Поэтому максимальная
ка 02 п , ЕСЛИ ПЛаСТ°ВОе Давле"ив н^ижГп7МеТЬ ^^ "* б°Ше °'8' ка 0,2-0,5 гидростатического) то „Ниже0'7 гидростатического (поррд-
Должна иметь еще меньшее значение ДНЯЯ ПЛОТНОСТЬ пены в скважи^
30
Если горные породы, которые необходимо перекрыть эксплуата-
онной колонной, устойчивы, в них отсутствуют проявления нефти,
Ц за и воды и бурение их можно проводить с применением пены, пред-
значенной для вскрытия продуктивного пласта, то колонну спускают
проектной глубины и цементируют с подъемом цементного раствора
на заданную высоту.
Однако в большинстве случаев трудно или невозможно сочетать ловия проводки ствола скважины с особенностями вскрытия продуктивного объекта, пластовое давление которого намного ниже гидростатического. В таких случаях, разумеется, конструкция скважины должна полностью соответствовать специфическим особенностям плас-Га с соблюдением основного условия: сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. Исходя из этого, колонну необходимо спускать до кровли пласта и цементировать по принятой технологии. При этом ствол скважины бурят также по принятой на данной площади технологии с применением обычных промывочных жидкостей. Продуктивный пласт вскрывают пеной с заданными параметрами, спускают эксплуатационную колонну, которая должна иметь минимальный диаметр 146 мм, и цементируют пеноцементным раствором.
ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА БУРЕНИЕМ
После окончания работ по спуску бурильных труб с долотом перед вскрытием пласта ствол скважины заполняют пеной, и путем ее циркуляции достигается устойчивый режим, характеризующийся фиксацией давления на устье скважины (рвх) без пульсации. Затем приступают к бурению скважины.
На основании опыта вскрытия продуктивных пластов на Бузовнинс-ком нефтяном месторождении (Азербайджанская ССР) с применением пен рекомендуется следующий режим бурения:
Осевая нагрузка на долото, кН...........30—50
Частота вращения ротора, об/мин...........80
Расход пенообразующего раствора при бурении, л/с:
роторным способом.........5—6
турбинным способом..........10—12
Для устранения самоизлива пены из скважины необходимо при наращивании инструмента для дальнейшего углубления скважины и перед подъемом бурильных труб для смены долота или спуска эксплуатационной колонны (хвостовика) провести следующие мероприятия.
В верхней части бурильной колонны устанавливают обратный клапан. Перед наращиванием инструмента (во избежание выброса пены) вначале прекращают подачу воздуха, а в трубы закачивают 1—2 м3 пено-оразующего раствора с таким расчетом, чтобы пена, находящаяся над Ратным клапаном в бурильной колонне, была вытеснена ниже клапана. После этого останавливают буровой насос и открывают выкидную адвижку для проверки наличия воздуха над обратным клапаном. Если жение пены через задвижку остсутствует, то, следовательно, пена
31
вытеснена раствором под обратный клапан и последний гермети можно приступить к наращиванию инструмента. Длительный Н' пены из выкидной линии указывает на негерметичность обратно 8bl> пана. В этом случае необходимо продолжить закачку раствора nQ° K ращения обратного движения пены, заменить обратный клапан Пр тупить к наращиванию инструмента. После окончания наращивани ^ румента восстанавливают циркуляцию пеной, при этом вначале п "h буровой насос, а затем компрессор. Ка
Для устранения осложнений, связанных со значительным давления на забое скважины после прекращения циркуляции пены ходимо перед подъемом бурильных труб для смены долота или сп эксплуатационной колонны (хвостовика) после остановки ком сора и насоса принять меры по сохранению забойного давления на v не давления в процессе циркуляции. Для этой цели в скважину затрубное пространство и бурильные трубы закачивают определен количество пенообразующего раствора.
Через каждые 400—500 м подъема бурильных труб необходимо д0] вать в скважину пенообразующий раствор до устья.
Во избежение загрязнения рабочего места следует в процессе подъе труб пенообразующим раствором удалять налипшую на поверхно труб пену.
В скважину доливают не исходную жидкость, на базе которой зат образуют пену, а именно пенообразующую жидкость (жидкость + ПА1 Необходимость такого технологического приема состоит в следующ* В процессе подъема бурильных труб или их спуска в скважину бу/ происходить некоторое разделение фаз пены, находящейся в сквгт под столбом закачанной пенообразующей жидкости. Пузырьки от, лившейся газовой фазы будут стремиться вверх. Встречая на своем пу слой пенообразующей жидкости, пузырьки образуют пену, и дальне» их движение вверх прекращается. При закачке в скважину пенообразу щей жидкости не следует опасаться, что часть пены может проникну в пласт. Проникновение в пласт некоторого количества пены будет сг собствовать закупорке поровых каналов и предотвращению попадай в призабойную зону пласта тонкодисперсных частиц выбуренной nopW в процессе вскрытия пласта бурением. Кроме того, будут созданы бе пасные условия спуско-подъемных операций, особенно при вскры газового пласта. ^
Следует отметить, что во время циркуляции пены количество содержащегося в ней, снижается вследствие адсорбции их на ст скважины и бурильных труб. Дальнейшее снижение концентрат происходит за счет адсорбции на вновь образуемом стволе сква на выбуренной породе. Поэтому для поддержания заданной конце ^ ПАВ в процессе вскрытия пласта необходимо периодически Д° их в раствор. нцс
По данным БашНИПИнефти, количество ПАВ, адсорбир" на шламе, можно определить по формуле
32
(10)
/*=-~~^лГ
~~ fi ионный расход ПАВ, кг/м3; G - масса водного раствора
где Х5 - аАс°Р°ц перемешивается шлам, г; Cj - начальная концентрация ПАВ, в кс?0р° конечная концентрация ПАВ, %; М - масса шлама, г; ПАВ, %: 2ТЬ шлама, г/см3 pq _ плотность ^нь|й адСОрбционный расход ПАВ составляет 14 кг на
"""ППВ)Й породы, или 0,4 кг на 1 м проходки.
™е ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ВСКРЫКОЛАЕВСКОМ ГАЗОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Николаевском газонефтяном месторождении промышленно-неф-i отложения свиты Горячего Ключа, а газоносны отложения чер-теносны ^ть| ПрОНИцаемость коллектора около 1 мкм2, пористость йТнефтенасыщенная мощность пласта изменяется в пределах 10-26 м, пластовое давление в процессе бурения составляло 3,0-3,3 МПа. При плотности глинистого раствора 1,0-1,15 г/см3 противодавление столба промывочной жидкости на пласт на глубине 600 м с учетом гидравлических сопротивлений при циркуляции составляло свыше 4,0 МПа. Низкое пластовое давление, высокая проницаемость, значительное противодавление приводили к большим поглощениям промывочной жидкости и цементного раствора во время бурения скважин и их цементирования. Количество поглощаемой промывочной жидкости составляло от 10 до 300 м3. Низкое качество цементирования приводило к заколонным газопроявлениям и плохой изоляции продуктивных пластов (скв. 12, 13, 19, 29, 207 и др.) Для ликвидации затрубных газопроявлений проводили специальные изоляционные работы. Существующими способами борьбы с поглощением промывочной жидкости (снижение плотности промывочной жидкости, закачки в пласт соляро-бентонитовой и других тампонирующих смесей) ликвидировать поглощение не удавалось.
На некоторых скважинах вскрытие продуктивных пластов происхо-° - поглощением промывочной жидкости, что приводило к большим сложнениям ствола скважинь|) затрудняло процесс ее освоения, снижало продуктивность пласта.
выеппшГ технология вскрытия пласта двухфазной пеной была впер-«применена на скв. 206.
Дении глинис' ВСКрЫТИЯ неФ™ного пласта на Николаевском месторож-табл ц 1М Раствором, трех- и двухфазной пенами приведены в
3'3 МПа неоЬх ВСКрытия нефтяного пласта 580 м и пластовом давлении "Ротиводавлени ДИМЭЯ степень аэрации, обеспечивающая незначительное степени аэ НЭ ПЛЭСТ При ЧиРкУляции, была равна 20. Регулирова-ое снижение ЦИИ В процессе промывки скважины обеспечивалось °б°РУдования Пр°тиводавлени" на пласт и облегчались условия рабо-
33
Таблица 11
Номер скважины Глубина, м Диаметр колонны , мм Глубина спуска колонны, м Промывочная жидкость Параметры промывочной жидкости Осложнения при вскрытии пласта Давление, МПа
р, г/см3 В, см за 30 мин 7", с гидростатическое пластовое
184 1300 146 464 Глинистый 1,16-1,18 7-8 30-35 Поглоще- 8,0 3,42
89 578,1 раствор ние раст-
51 592-578 вора
(фильтр- 300м3
хвостовик)
202 650 127 569 Глинистый 1,06-1,00 — 60 Частичное 7,5 3,35
раствор, обра- поглоще-
ботанный ние
мылонафтом
(3%)
205 662 127 696 То же 1,06-1,00 - 60 То же 8,5 3,25
206 603 127 568 Двухфазная 0,5-0,6 — _ Без пог- 3,5 3,22
102 559-601 пена лощений
(хвосто-
вик)
1 601,3 127 564 То же 0,5-0,6 - — То же 3,5 3,3
102 559-601
(хвостовик)
7 601 127 564 Трехфазная 0,55-0,65 - — — 3,7-4,2 3,3
102 559-601 пена
12 I 61 0 (хвостовик) 197 I 610 I ] Г) W»
Контроль за качеством промывочной жидкости в циркуляционной
теме осуществляли непрерывным замером уровня в приемной ем-
ости. Бурили роторным способом трехшарошечным долотом диамет-
O|V1 118 мм в компоновке с 60-мм бурильным инструментом. В процессе
бурения интервала 568—603 м нагрузка на долото поддерживалась равной
12—15 кН, частота вращения ротора составляла 90 мин4 .
Степень аэрации двухфазной пены при подаче насоса 5—6 л/с изменяли в пределах 20—25. В процессе циркуляции из скважины выходила устойчивая пена. Давление на стояке при циркуляции пены составляло 45—5,0 МПа. Так как часть поверхностно-активного вещества адсорбировалась на поверхности выбуренной породы и стенках ствола скважины для сохранения устойчивости пены и пониженного значения поверхностного натяжения фильтрата через каждый цикл промывки в раствор добавляли 0,2—0,3 % сульфонатриевой сопи.
В нагнетальной линии почти отсутствовала пульсация давления вследствие равк верного распределения воздуха во всем потоке циркуляционной жидкости.
Применение пены предотвращало проникновение ее фильтрата в пласт, что способствовало сохранению естественной проницаемости при-забойной зоны и увеличению производительности скважин. Кроме того, в этом случае увеличивалась механическая скорость проходки по отдельным интервалам. Так, если средняя механическая скорость бурения в интервале 573—600 м при промывке глинистым раствором на скв. 205 составила 8—10 м/ч, то при бурении скв. 206 с использованием пены она составила 12—16 м/ч.
В процессе вскрытия продуктивного пласта (интервал 578—603 м) забойное давление было близким к пластовому, поэтому поглощения промывочной жидкости не наблюдалось.
Несмотря на то что нефтяной пласт представлен несцементированным песчаником, был проведен полный комплекс электрометрических работ и в интервале 652—608 м был спущен 144-мм фильтр-хвостовик без предварительного заполнения скважины глинистым раствором.
При исследовании скв. 197 и 184, в которых продуктивный пласт ^скрывали с промывкой глинистым раствором, в первый период эксплуатации получен дебит, в 2,2 раза меньший, чем в скв. 106, в которой продуктивный пласт вскрывали с применением пены.
Кроме скв. 106, на Николаевском месторождении с применением
пен были пробурены скв. 1, 7 и 12. При бурении скв. 7 и 12 применяли
Рехфазную пену. Технология бурения с очисткой забоя пеной на скв. >
аналогична технологии бурения скв. 206.
ндКмЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
«МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БАШКИРИИ
а Михайловской площади Башкирии с помощью двухфазной
^
на г ?*п вскрыт пласт на 18 скважинах с карбонатными коллекторами Уоине 1300—1400 м с Пластова л давлением, пониженным в резуль-
35
тате эксплуатации до 0,6 гидростатического. Во всех случаях npnrot нефти получали в процессе бурения. Некоторые из скважин после ц эксплуатации с установившимся дебитом были задавлены водным ра^ вором ПАВ.
При повторной эксплуатации дебит снизился в 3—3,4 раза. Набл^ дался характер этого снижения при закрытой системе циркуляр Впервые на Новоузыбашевской площади работы были проведены HI скв. 329-Узыбаш-2, где продуктивный пласт был вскрыт на полную моц, ность в интервале 1753—2099 м. Во время промышленных испытаний цс этой скважине было испытано два варианта технологии вскрытия: npl расходе жидкой фазы 3 л/с (работа ЦА на I скорости) и подаче воздух 7,4—15,4 м3/мин; при расходе жидкой фазы 6 л/с (работа буровощ насоса со втулками диаметром 130 мм при двух нагнетательных клала нах) и подаче воздуха 7,4 м3/мин. Только в первом варианте удалец получить пену со степенью аэрации более 40, что привело к повышен^ скоростей бурения и увеличению проходки на долото.
В 1979 г. опытно-промышленные работы были продолжены на скв 319-Узыбаш-2, где для подачи воздуха использовали два компрессор, типа ПКС-200/400. Водный раствор ПАВ подавали буровым насосом Степень аэрации при вскрытии всего интервала составила 43. Поэтому во время вскрытия фаменских отложений на этой скважине сделай всего четыре долбления и пройдено 218 м. Проходка на долото в среди» по интервалу 1863—2080 м составила 52,5 м, а по двум долотам достш ла 64 м при средней механической скорости роторного бурения, рав ной 4,1 м/ч. По скважинам, пробуренным с промывкой технически водой, средняя проходка на долото составляла 16—18 м, а механическа? скорость — 2,0—2,5 м/ч. Следовательно, в процессе бурения роторные способом фаменских отложений с промывкой пеной проходка увели чилась в 3—4 раза, а механическая скорость — в 2 раза по сравнению' промывкой водой. В целом промышленные испытания технологии вскры тия фаменских отложений с использованием пены дали положительны! результаты и позволили вскрывать их на полную толщину. В дальней шем аналогичные работы проводили на скв. 332-Узыбаш-2, где фамен ские отложения были вскрыты в интервале 1831—1080 м, пройдено 249 м и сделано пять долблений. На скв. 358-Узыбаш-2 при вскрыт* фаменских отложений с промывкой водой на глубине 1962 м произош ло поглощение промывочной жидкости с полной потерей циркуляции Для ликвидации осложнения было предложено вскрыть продуктивны" пласт с глубины 2000 м до 2055м с промывкой пеной, что позволив быстро закончить скважину. В конце 1978 г. фаменские отложения вскры
ли с промывкой пеной на скважине 322-Узыбаш-2, а в 1979 г. по данн*
г- кл4
технологии вскрыли продуктивный пласт с отбором керна на скв. эи
Узыбаш-2.
Почти три года наблюдений за добычей нефти на Ново-Узыбаше# ком рифовом месторождении Башкирии показывают увеличение в 2 Р за дебитов на скважинах, в которых в процессе бурения применяли двУ. фазную пену, что снижало репрессию на залежь почти в 2 раза. На опь
36
скважинах не наблюдалось поглощений раствора, и в первые пол-Н да эксплуатации продукция была в 4—5 раза менее обводненной, чем
обычно.
еХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕН
УТЕМ ЗАРЕЗКИ ВТОРОГО СТВОЛА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
СУЩНОСТЬ СПОСОБА И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ
Сущность этого способа заключается в том, что в эксплуатацион-й колонне над аварийным концом труб или выше места деформации ко-онны при помощи набора специальных инструментов прорезают окно-отверстие, через которое пропускают долото и бурильные трубы для бурения нового, второго ствола скважины. После доведения этого ствола скважины до проектной глубины проводят комплекс электрометрических работ, а затем спуск и цементирование эксплуатационной колонны. Доразработка истощенных нефтяных залежей — одно из важнейших мероприятий по повышению степени извлечения нефти из недр. В условиях месторождений Азербайджана (суша), находящихся на поздней стадии разработки, широко применяют способ восстановления бездействующих скважин методом зарезки и бурения второго ствола. Об эффективности указанного метода свидетельствует тот факт, что за последние 20 лет в объединении Азнефть зарезкой второго ствола восстановлено около 4 тыс. скважин, из которых добыто около 14 млн. т нефти. Указанным способом ежегодно восстанавливают около 100 скважин при среднем дебите 4—5 т/сут. Одна четвертая часть добытой нефти на месторождениях НГДУ "Хадыженнефть" приходится на скважины, эксплуатируемые вторым, третьим и червертым стволами.
Работы по зарезке и бурению скважин вторым стволом проводят как со стационарных установок, так и при помощи тракторных подъемников. Выбор типа подъемного механизма зависит от глубины скважины и геологических условий проводки.
Второй ствол зарезают с эксплуатационных вышек ВМ-24 с использованием лебедки ЛМЗ-2 или тракторного подъемника АзИНМАШ-43П, ротора Р-410, бурового насоса 12ГР, вертлюга ВБН-75, талевой системы грузоподъемной силой 750 кН. В качестве индивидуального привода к Р°Т°РУ использован редуктор РД2-2. Как правило, на Бузовнинской л°Щади зарезку и бурение второго ствола осуществляют из 168-мм ксплуатационной колонны. После окончания бурения ствол скважины Репят 114-мм хвостовиком. Средний выход второго ствола (расстоя-от окна до проектной глубины) составляет 360 м, средняя проектная глУбина скважин -1900м.
ск ~°Льшое Распространение указанный метод получил на Бузовнин-л И Пл°Щади НГДУ "Азизбековнефть", где этим способом восстанов-Wec °КОЛО ^00 скважин. В настоящее время 88 % текущей добычи по чяп Р°жАению приходится на скважины, восстановленные методом арезки второго ствола.
37
Рассмотрим несколько примеров.
Скв. 1053 (интервал бурения второго ствола 1465—1720 м). Б ние второго ствола начали с применением глинистого раствора с пара рами, плотность 1,14 г/см3, вязкость 23 с по СПВ-5 и водоотдач; см3. С глубины 1465 до 1527 м пробурили с полной циркуляцией тли того раствора. На глубине 1527 м произошло поглощение глинист раствора. Давление на выкиде насоса упало до нуля. С целью вое новления циркуляции на глубине 1527 м провели заливку гельцемент но циркуляцию восстановить не удалось, пробурили без выхода цир ляции до глубины 1565 м. На указанные работы было затрачено OKI 250 м3 глинистого раствора. С глубины 1565 м перешли на бурение с п менением в качестве промывочной жидкости трехфазной пены.
За время переоборудования скважины для бурения пеной ствг обвалился. На глубине 1465 м восстановили циркуляцию глини раствором, создали пену при степени аэрации 20 и концентрации равной 0,5 %, и приступили к проработке ствола скважины с промы пеной. Проработали ствол скважины от глубины 1465 до 1565 м с ной циркуляцией пены и приступили к бурению. В процессе бур с глубины 1588 м после того, как прошли зону поглощения, постеп уменьшили степень аэрации до 5, а на глубине 1612 м подачу воздух прекратили и пробурили до глубины 1690 м. На глубине 1690 м ВНОЕ довели степень аэрации раствора до 15 м и пробурили с полной цирк\ ляцией до проектной глубины 1720 м при концентрации ПАВ, равна 0,5 %. Из скважины выходила пена плотностью 0,7 г/см3 с мелкодис^р гированными пузырьками воздуха, которую направляли в дополните ную земляную емкость. После окончания бурения промывали забои в течение 1,5 ч, подняли долото и спустили 114-мм хвостовик длиной 270 м. Колонну до забоя довели нормально. Зацементировали колонну закачали 5 т цемента при конечном давлении 6,0 МПа. Цемент затво ряли на морской воде, а цементный раствор продавливали водой, в процессе цементирования циркуляция была. Для создания герметичное ти колонны провели заливку под давлением через воронку.
Скважина была освоена с начальным дебитом нефти 12 т/сут и воды 5 т/сут.
Скв. 1169 (интервал бурения второго ствола 1700—1925 м). Бурение велось химически обработанным раствором плотностью 1,12 г/см , вяз костью 25 с по СПВ-5 и водоотдачей 8 см3 за 30 мин. Во время бурения на глубине 1915 м произошло поглощение раствора, пробурили без выхо да циркуляции от глубины 1915 м и до проектной 1925 м. После смены долота в процессе спуска инструмента для расширения ствола скважины под колонну обнаружили, что ствол скважины обвалился; проработали его полной циркуляцией глинистого раствора до глубины 1915 м. На этой глубине вновь произошло поглощение глинистого раствора, прорэ ботали ствол без циркуляции от глубины 1915 до 1925 м и подняли долото. Повторно долото до забоя без проработки довести не удалось На забое циркуляция не восстанавливалась.
38
С целью сохранения ствола скважины от обвалов и возможности елления скважины перешли на трехфазную пену. Восстановили цирку-цию трехфазной пеной при степени аэрации 20 и концентрации ПАВ,
ной о,5 %, проработали ствол скважины до проектной глубины 1925 м полной циркуляцией пены, промывали забой в течение 1,5 ч, подняли пехшарошечное долото и спустили 114-мм хвостовик. Залили колонну ментным раствором, затворенным на воде. Закачали 6 т цементного аствора при давлении 8,0 МПа. Продавку этого раствора осуществляли водой. Для создания герметичности провели повторную заливку под давлением через воронку хвостовика. Скважина была освоена с первоначальным дебитом нефти 4 т/сут и воды 3 т/сут.
Скв. 1130 (интервал бурения 1650-1905 м). Бурение начали глинистым раствором, имеющим следующие параметры: плотность 1,14 г/ см3, вязкость 28 с по СПВ-5, водоотдача 12 см3 за 30 мин. Во время бурения на глубине 1681 м произошло поглощение глинистого раствора. Пробурили без выхода циркуляции на глубине 1681 — 1705 м, но циркуляцию восстановить не смогли.
Провели несколько заливок гельцементом, закачав 14 т цементного раствора, но циркуляцию восстановить не удалось. Пробурили без выхода циркуляции от 1705 до 1727 м.
Оборудовали скважину для бурения с пеной. Было решено исследовать в качестве промывочной жидкости двухфазную пену, т.е. аэрированную воду с добавками ПАВ. Создали двухфазную пену при степени аэрации 25 и объемной доле ПАВ, равной 1 %. Проработали ствол скважины на глубине 1650—1727 м и пробурили скважину до проектной глубины 1905 м с применением двухфазной пены при степени аэрации 25 и объемной доле ПАВ, равной 1 %.
Двухфазная пена хорошо разрушалась в желобной системе. В процессе бурения наблюдались следующие осложнения: после каждой смены долота инструмент до забоя не доходил, приходилось прорабатывать ствол скважине!, наблюдалось обильное пробкообразование. Иногда пробку встречали в 168-мм колонне на 10-15 м выше окна.
Обильное пробкообразование приводило к порче окна, для исправления которого периодически обрабатывали окно райберами. После последнего рейса долота окно исправить не удалось. Это привело к потере ствола скважины и необходимости повторного вскрытия нового окна.
На глубине 1640 м бурение вели трехфазной пеной при степени аэрации 20 и концентрации ПАВ, равной 0,5 %. Скважину пробурили до проектной глубины 1905 м с циркуляцией трехфазной пеной. При этом никаких осложнений в процессе бурения не наблюдалось. После смены А°лота инструмент свободно доходил да забоя.
После окончания бурения промывали забой в течение 1,5 ч, подня-
трехшарошечное долото и спустили 114-мм хвостовик длиной 290 м.
°нра до забоя дошла нормально. Ее зацементировали аэрированным ментным раствором с добавкой 0,5 % ПАВ. Степень аэрации цементно-
Раствора составляла 10, закачали 7 т цемента, заливку провели при
Нои цирк/ляции промывочной жидкости, продавливание цементного
39
раствора осуществляли водой. Конечное давление при заливке бы |0 8,0 МПа. После отвинчивания лево-правого переводника излишки цеме( т ного раствора не промывали из-за возможности последующего разбу ривания цемента, если бы он оказался над воронкой. Подняли лево правый переводник, спустили пикообразное долото диаметром 140 Мад но цемента над воронкой не оказалось. Спрессовали колонну на герме тичность — скважина поглощала жидкость через воронку. Колонну за цементировали через воронку под давлением, закачали 4 т цементного раствора при конечном давлении 10,0 МПа. Скважину осваивали в теме ние 16 сут при первоначальном дебите нефти 8 т/сут и воды 4 т/сут.
Причина пробкообразования и сужений ствола скважины при приме нении двухфазных пен заключалась в том, что двухфазная пена создава лась без стабилизатора, в результате чего она быстро разрушалась; это приводило к пескопроявлениям, обвалам и сужениям ствола скважины На наш взгляд, при условии создания стабильной двухфазной пены, кото рая не разрушалась бы за время смены долота, бурение вторых стволов можно было вести и двухфазными пенами. Это подтверждает также и опыт использования трехфазных пен — весьма стабильных систем, не раз рушаемых в течение нескольких суток. В результате после смены долота инструмент свободно доходит до забоя.
Скв. 807. Бурение второго ствола начали с глубины 1600 м с примене нием глинистого раствора. Во время бурения на глубине 1670 м произош ло поглощение глинистого раствора, до глубины 1678 м бурили без выхо да циркуляции. С целью восстановления циркуляции три раза цемента ровали зоны поглощения, закачав в общей сложности 20 т цементного раствора, но циркуляцию восстановить не удалось. На борьбу с погло щением глинистого раствора безрезультатно были затрачены 19 дней, после чего перешли на промывку трехфазной пеной. Пену создали на основе глинистого раствора плотностью 1,12 г/см3 при степени аэрации 20, концентрации сульфонола 0,5 %, подаче насоса 8 л/с. Циркуляция была восстановлена, и интервал 1670—1700 м прошли при степени аэра ции 20. Ниже глубины 1700 м поглощений не ожидалось. Поэтому, учи тывая закупоривающую способность пен, при дальнейшем углублении степень аэрации постепенно снизили до нуля и с глубины 1726 м до проектной 1900 м пробурили с применением глинистого раствора, обра ботанного УШР, без поглощений раствора. Затем провели электрометра ческие работы и крепление хвостовика.
Скв. 1055 НГДУ "Орджоникидзенефть". Основываясь на результатах вскрытия продуктивных пластов с применением пен в НГДУ "Азизбе ковнефть", на этой скважине провели работы по зарезке второго ствола по технологии, разработанной лабораторией вскрытия пласта ВНИИ и цехом капитального ремонта скважин НГДУ "Азизбековнефть".
Длительная эксплуатация залежей этого района привела к значитель ному снижению пластовых давлений в продуктивных горизонтах, к° торые составляют 0,4 гидростатического. В таких условиях вскрыт^6 истощенных продуктивных пластов зарезкой второго ствола сопрово* дается сильными поглощениями глинистого раствора.
40
3 скв. 1055 еще в 1964 г. проводили работы по зарезке второго ство-ла В 1974 г. работы пришлось проводить вторично с глубины 1388 м. а процессе бурения второго ствола необходимо было вскрыть ряд истощенных нефтеносных горизонтов с пластовыми давлениями значительно ниже гидростатического.
Бурение второго ствола начали с применением глинистого раствора пЛотностью 1,14 г/см3, вязкостью 70 с и водоотдачей 12 м3 за 30 мин. На глубине 1655 м произошло поглощение глинистого раствора и сужение ствола скважины, что привело к прихвату бурильных труб. На ликвидацию аварии затратили 28 дней. После ликвидации аварии и доведения забоя до глубины 1640 м дальнейшее углубление скважины было решено провести с применением трехфазных пен, для чего устье оборудовали герметизирующим устройством НГДУ "Азизбековнефть".
Трехфазную пену получали путем аэрирования глинистого раствора, обработанного УЩР и имеющего параметры: плотность 1,12 г/см3, вязкость 50 с, водоотдача 8 см3 за 30 мин. В качестве пенообразователя был применен сульфонол, в качестве стабилизатора — КМЦ-600. На скважине установили буровой насос 12ГР, воздух подавали от воздушно-распределительной будки под давлением 6,5 МПа. Расход его устанавливали в зависимости от принятой степени аэрации и регулировали расходомером типа ДП. Дозировку ПАВ осуществляли объемным способом, для чего установили специальный чан для ПАВ. Водный раствор КМЦ-600 требуемой концентрации готовили в глиномешалке и затем перекачивали в чан для ПАВ, туда же добавляли сульфонол.
В колонне бурильных труб установили обратный клапан КЗН-108 для того, чтобы избежать выброса пены через трубы.
После перехода на трехфазную пену зону поглощения вскрыли с полной циркуляцией и скважину довели до проектной глубины без поглощений После окончания бурения пену сменили на обработанный УЩР глинистый раствор, провели электрометрические работы и цементирование хвостовика.
Результаты промышленных испытаний на Бузовнинском месторож-
дении и в НГДУ "Орджоникидзенефть" свидетельствуют о том, что трех-
ч- зную пену вполне можно применять для вскрытия продуктивных
объектов с пластовыми давлениями значительно ниже гидростатического,
храняя при этом естественную проницаемость коллектора.
Испытания показали следующие преимущества пен
в отличие от других промывочных жидкостей пены позволяют лег-и в широком диапазоне регулировать забойное давление как в процес-
циркуляции, так и в период спуско-подъемных операций за счет из-^енения степени аэрации;
сл к°сть пен можно регулировать в широких пределах, в некоторых - °На значительн°
превышает вязкость других промывочных жид-iuL енение пен почти полностью предотвращает проникновение
"*мы BO4npiLl
пУзып жидкости в пласт за счет закупоривающего действия
мьков пены,
41
значительно улучшаются условия выноса частиц выбуренной пор. до вследствие прилипания их к пузырькам воздуха, а наличие сжатого f r,, духа в системе приводит к увеличению скорости восходящего пот^ца что позволяет значительно уменьшить подачу насоса; эксперимент,, показали, что при степени аэрации 20 и выше подачу насоса можно сцц зить на 50 %, в результате чего значительно снижается гидродинамичес кое давление на стенки скважин;
механическая скорость бурения увеличивается в результате сохр3 нения забоя в чистом виде, адсорбционного снижения твердости породЬ| (эффект Ребиндера), а также уменьшения гидродинамического давлен^ на забой скважины;
трехфазная пена позволяет сохранять устойчивость стенок скважины в процессе вскрытия истощенных объектов, так как отсутствуют резкщ перепады гидродинамического давления на стенки скважины и водоотд^ ча пен низкая.
Большой интерес представляют примерь! восстановления скважин путем зарезки вторых стволов на месторождениях НГДУ "Хадыжен нефть".
1 Скв. 90 на месторождении Кура-Цеце долгое время простаивало по причине слома эксплуатационной колонны в начале фильтра. Доступ к забою был невозможен. Приток нефти из пласта в скважину прекратил ся. Зарезали второй ствол под 100-мм хвостовик. Скважина вступила в эксплуатацию фонтанным способом с.дебитом 12—15т/суг чистой нефти
2. Скв 129 на месторождении Асфальтовая Гора была ликвидирова на по причине частого пробкообразования и обильного выноса глинисто го раствора после зарезки второго ствола. Для восстановления этой скважины провели направленное бурение третьего ствола под 100-мм хвостовик со смещением забоя третьего ствола от основного на 72 м В результате ухода третьего ствола из осложненной зоны дренирования пробкообразование и вынос глинистого раствора прекратился. Скважина вступила в эксплуатацию насосным способом с дебитом 5,0—5,5 т/сут. нефти. Затраты на восстановление скважины были окуплены менее чем за год эксплуатации.
Большинство нефтяных месторождений Хадыженского нефтепромыс левого района вступило в последнюю стадию разработки. Казалось бы что извлекаемые запасы нефти почти исчерпаны, но тем не менее при восстановлении бездействующих скважин методом зарезки второго ствола они вступают в эксплуатацию с высокими дебитами, иногда более 10 т/сут, в то время как окружающие скважины работают с дебитом! 2,5—3,0 т/сут. Методы зарезки вторых стволов следует широко применять на газовых и газоконденсатных месторождениях в период резкого сии жения добычи газа и пластового давления, особенно при большой топ щине продуктивного пласта, сложенного трещиноватыми и трещиноват" каверновыми коллекторами
ехнология ВСКРЫТИЯ ОКНА в КОЛОННЕ
Вскрытие окна в обсадной колонне — ответственная операция. Кон-
урация и размеры его должны обеспечить свободное прохождение струмента и приборов, применяемых во время бурения вторых ство-ов В процессе вскрытия окна необходимо точно соблюдать технологи-еский режим работы райбером (осевую нагрузку на райбер, частоту его вращения и количество прокачиваемой жидкости), так как нарушение режима, как показывает практика, приводит к получению окна с неправильными размерами, что значительно осложняет дальнейшую работу Длина окна должна быть равна длине клина отклонителя. Если оно укорочено, т. е. преждевременно вышел райбер из колонны, образуется выступ (рис. 1). В дальнейшем при спуске долото останавливается на этом выступе, и пропустить его через окно в ствол скважины не удается. Для удаления выступа повторно обрабатывают окно с помощью нескольких райберов, однако образовавшийся выступ не всегда удаляется. В ряде случаев спускают новый отклонитель и повторяют работы по вскрытию окна Это происходит главным образом в результате превышения осевой нагрузки на райбер. К преждевременному выходу могут привести также конструктивные особенности райбера и с 8
отклонителя.
Рассмотрим технологию вскрытия окна с применением комплекта райберов
Обобщение опыта работы бригад по зарезке скважин вторым стволом в НГДУ "Азизбековнефть" позволило установить следующую технологию и режим вскрытия окна с применением комплекта номерных райберов
Райбер № 1 (наименьшего размера) основной, с его помощью прорезают колонну. Этим райбером нужно прой-т'' не менее всей длины клина-откло-нителя (2,5-3 м). Режим работы райбера: осевая нагрузка на райбер 20— 30 кН, частота вращения ротора 80об/мин, подача, насоса 10-12 л/с. После т°го как пройдена вся длина клина-Отклонителя, последовательно спускают Райберы № 2 и 3, которыми обрабаты-ают и расширяют вскрытое райбером J отверстие в колонне. Режим работы
Раиберами № 2 и 3: осевая нагрузка 8- нителя; ^ff ^преждевременный кН, частота вращения 80 об/мин,
Одача насоса 10-12 л/с. Особое вни-ние
1, Схема вскрытия ок-
Рис. на:
з — по всей длине клина-откло-
выход райбера; / — эксплуатационная колонна; 2 — отклонитель; 3 — райбер; 4 — выс-
СГ|едует обратить на расширение ок- туп ("мертвая " зона)
43
на райбером № 3. В этом случае не рекомендуется увеличивать механ ческую скорость проходки райбера выше 0,5—0,6 м/ч, так как при бог , шей скорости недостаточно хорошо обрабатывается окно. В результа.е преждевременный подъем райбера приводит к тому, что долото чер(-з окно не проходит и приходится обрабатывать окно райбером № 3.
В общем случае райбером № 3 необходимо работать до тех пор, поьа он без вращения и промывки не будет свободно, без посадок инструмента, проходить через окно. Практика показала, что за 7—9 ч работы pa/i-бер № 1 истирается. Обычно за это время им удается пройти всю длину клина-отклонителя. Но если за такой период проходка на райбер бу^ет меньше длины клина-отклонителя, необходимо заменить райбер № 1 на новый и продолжать вскрытие окна. В этом случае промежуточен /«) обработку окна райбером № 2 не проводят. Только после полного вск[ ы-тия окна райбером № 1 следует расширять его райберами № 2 и 3.
В качестве промывочной жидкости, как правило, используют глинистый раствор, при этом скорость восходящего потока должна обеспечить хорошую очистку забоя от металлических стружек. Это возможно, если скорость восходящего потока 0,8—1 м/с. При меньших скоростях вое ходящего потока на забое скапливается металлическая стружка, что приводит к повторному истиранию ее райбером, в результате скорость проходки его резко уменьшается и в ряде случаев может произойти преждевременный выход райбера за колонну. Кроме того, продолжи тельное вращение инструмента на одном месте может привести к аварии вследствие среза (острыми выступами прорезанной колонны и выпавшими кусочками твердого сплава из райбера) трубы над ним.
При вскрытии окна универсальными райберами (ступенчатый, РПМ, РУ, РЦН) рекомендуется следующий режим работы: нагрузка 10—20 кН, частота вращения 80 мин""1, подача насоса 10—12 л/с.
Практика использования указанных райберов в НГДУ "Азизбеков нефть"показывает, что наиболее приемлем раибер-фрезер прогрессивного резания РПМ конструкции АзИНМАШа и райбер РЦН конструкции АзНИПИнефти. С их помощью удается при одном спуске инструмента за 6—9 ч вскрыть окно. В то же время при работе такими райберами были случаи, когда одним райбером окно вскрыть не удавалось, либо райбер преждевременно выходил за колонну и приходилось спускать несколько райберов, либо за один спуск не удавалось полностью пройти длину кли на-отклонителя.
Обобщив многолетний опыт применения райберов различных конст рукций, в цехе капремонта скважин НГДУ "Азизбековнефть" разработали и внедрили технологию вскрытия окна, которая состоит в том, что
райбером № 1 проходят всю длину клина-отклонителя, а затем из видов комбинированных райберов (в основном типа РПМ) расширяй3' уже прорезанное окно. Сущность этого способа заключается в том, чт° райбер № 1 позволяет полностью пройти всю длину клина-отклонител без преждевременного выхода за колонну, что имеет решающее значени для получения хорошей конфигурации окна. Последующее расширен^ окна райбером РПМ приводит к получению полноценного окна, чеР
44
оторое свободно проходят бурильный инструмент, электрометрические приборы и эксплуатационная колонна.
Как в процессе прорезания окна, так и при бурении второго ство-
g встречаются осложнения, которые нарушают целостность окна и приво-
дят к дополнительным затратам времени и средств на его исправление.
Осложнения в процессе прорезания окна могут произойти по следую-
щим причинам.
1. В процессе райбирования, а иногда во время бурения смещается или проворачивается отклонитель, в результате чего перекрывается окно
приходится повторно спускать отклонитель для прорезания нового окна несколько выше старого. Смещение отклонителя вдоль оси скважины вниз может произойти, если при спуске отклонитель заклинивается на несколько метров выше заиоя скважины. В этом случае телескопическое устройство не срабатывает и плашки отклонителя не входят в зацепление со стенками колонны. При работе райберами отклонитель может сдвинуться с места и спуститься вниз.
Одной из причин недоведения отклонителя до забоя может быть образование цементной корки на стенках колонны в процессе создания цементного моста. Проворот отклонителя может произойти вследствие неудачного его крепления в колонне, когда не достигается надежного сцепления плашек отклонителя со стенками колонны либо действия малых нагрузок на отклонитель в процессе его посадки, либо из-за некачественных плашек отклонителя или ветхости эксплуатационной колонны. •
Описанные осложнения на практике встречаются редко, однако необходимо тщательно проверять огклонитель перед спуском, шаблонировать колонну для удаления цементных корок со стенок скважины, при посадке отклонителя и фиксации на забое создавать осевую нагрузку на него не менее 100-150 кН.
2. Преждевременный выход райбера за колонну в результате чрезмерных осевых нагрузок, вследствие чего образуется выступ, что препятствует нормальному процессу работы. Основное мероприятие по недопущению преждевременного выхода райбера за колонну — строгое соблюдение установленного технологического режима райберовки, правильный подбор типов райбера и отклонителя. На наш взгляд, применение
тклонителей с плоским клином приводит к преждевременному выходу райбера из колонны.
Для удаления выступа приходится повторно исправлять окно несколь-^ ми райберами. Иногда обработать окно для свободного прохода доло-^ УРильных труб не удается, тогда повторно вскрывают новое окно. Ко ожно объяснить следующим. При плоском клине площадь сопри-с по Вения Райбера с поверхностью колонны значительно больше, чем тельн Ностью клина, следовательно, колонна будет истираться значи-бера в 'НТенсивнее- чем клин отклонителя, и по мере продвижения рай-Киаать клин будет все больше и больше отклонять райбер и вытал-
1/° <
°лонну с образованием "мертвой" зоны.
за 1 КОЛОННУ< что приведет к преждевременному выходу рай-
45
Желобообразный отклонитель создает лучшие условия для прореза-ния колонны на всю длину клина-отклонителя. В этом случае площад^ соприкосновения райбера с колонной и желобообразной поверхность^ клина примерно одинаковы, что приводит к равномерному истиранщо колонны и клина. В результате создаются благоприятные условия цг,ц полного прорезания колонны соответственно длине клина, улучшает^ конфигурация окна, не образуются выступы. Это способствует свобод ному проходу долота через окно без посадок.
3. Сильные поглощения промывочной жидкости. Анализ фактичес кого материала по Бузовнинской площади показал, что поглощение глинистого раствора в 50 % случаев приводит к нарушению целостности окна. Это объясняется тем, что при внезапном поглощении уровень жид кости в колонне резко падает, снижается внутреннее гидростатическое давление на стенки колонны, в результате значительно возрастает перепад давлений с внешней стороны колонны от горного давления, что приво дит к смятию колонны в наиболее ослабленном месте — зоне окна. Кроме того, если окно вскрыто против рыхлых пород и слабо сцементированных песчаников, снижение гидростатического давления приводит к обвалу и осыпанию этих пород и к деформации колонны в зоне окна.
Таким образом, часто после поглощений глинистого раствора долоте через окно не проходит и приходится проводить работы по исправленик окна одним или двумя райберами. Это осложняет работы, особенно пр> большом выходе второго ствола, когда за время исправления окна ство/ скважины сужается. Для предотвращения указанных осложенений необ ходимо принять меры по предупреждению поглощения глинистого раст вора и при выборе глубины вскрытия окна учитывать геологические условия (вскрывать окно против устойчивых пород).
ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ЗАРЕЗКИ ВТОРОГО СТВОЛА
Применение трехфазных пен внесло ряд особенностей в технологический процесс бурения. Рациональная технология вскрытия пласта с низким давлением предусматривает переход на промывку трехфазной пеной до вскрытия пласта. Это создает благоприятные условия для работ в пластах с низким давлением и обеспечивает наименьшее проникновение жидкости в него
Как указывалось, пена образуется при аэрации глинистого раствор^ обработанного ПАВ. Режим аэрации зависит от давления воздуха в воздухопроводе и давления на стояке буровой. Давление на стояке еле дует поддерживать несколько меньшим давления в воздухопровод6 Это достигается регулированием подачи бурового насоса путем смены цилиндровых втулок или изменением числа ходов поршня. ПроцесС аэрации лучше всего начинать при минимальном расходе воздуха.
С момента начала аэрации глинистого раствора давление на в насоса возрастает вследствие различия плотностей пены в колонне
46
ных труб и глинистого раствора в затрубном пространстве. Когда пена
стигнет долота, давление на стояке увеличится до максимума, и в этот
Дериод необходимо следить за тем, чтобы оно не поднялось выше давле-
ия на воздухопроводе, что может привести к прекращению поступления
воздуха и к прорыву глинистого раствора в воздухопровод. Регулировать
давление на стояке нужно изменением расхода воздуха, поддерживая
давление на стояке на уровне давления в воздухопроводе.
После выхода пены через долото давление начинает падать, так как плотность жидкости в затрубном пространстве снижается и достигает минимума в момент выхода трехфазной пены на поверхность. После выхода пены, постепенно увеличивая расход воздуха, достигают необходимой степени аэрации. Благодаря такой последовательности проведения процесса аэрации удается избежать высоких давлений и резких колебаний давления в стволе скважины.
На практике часто переходят на бурение с пеной после того, как с применением глинистого раствора восстановить циркуляцию не удается. В этом случае давление на выкиде насоса колеблется в пределах 0—0,1 МПа, а в затрубном пространстве устанавливается динамический уровень глинистого раствора. При этом создание пены в скважине и восстановление циркуляции сопряжены с определенными трудностями, так как в процессе аэрации глинистого раствора в результате сильных поглощении продавить столб жидкости в затрубном пространстве почти невозможно.
На Бузовнинском месторождении применяют следующий метод восстановления циркуляции пеной. Так как при отсутствии циркуляции давление на стояке незначительное и гораздо меньше давления на воздухопроводе, то необходимо начинать работу сразу с большой степенью аэрации (30—60) При этом давление на выкиде насоса поднимается от нуля до давления на воздушной линии. После этого можно приступить к бурению ствола без выхода циркуляции. При этом наблюдается следующее.
1 Пена, проникая в пласт, заполняет поровое пространство, и вследствие ее закупоривающей способности степень поглощения значительно уменьшается; пласт начинает выдерживать повышенные давления, что способствует продавливанию столба жидкости, находящейся в затруб-HOM пространстве.
2- В процессе бурения воздух постепенно проникает в затрубное
Ространство, в котором происходит аэрация жидкости. Вращение инст-
мента способствует турбулизации потока и ускоряет процесс получе-
8 затрубном пространстве устойчивой пены небольшой плотности.
быс ДНовременно действие двух указанных факторов способствует
МЬ| Р°МУ восстановлению циркуляции После получения пены с требуе-
к ее паоеметРами (степень аэрации и концентрация ПАВ) приступают
-'ТИЮ °^ъектов с низкими пластовыми давлениями, й КТИВН°СТЬ пРименения пен зависит от правильно подобранной ЯР аэраУии и концентрации ПАВ. Одним из важных параметров пены ее стабильность, которая при прочих равных условиях зависит
47
от концентрации ПАВ. Лабораторными исследованиями и промышлеи нь!ми экспериментами установлено, что концентрация ПАВ, равная 0,5-, 1 %, обеспечивает получение стабильной пены.
Режим бурения с применением пен на данном этапе промышленные экспериментов почти не отличается от режима бурения с применение^ глинистого раствора. При бурении с применением пен можно снизить подачу насоса, так как трехфазные пены способствуют лучшей очистке забоя в результате улучшения условий выноса выбуренной породы во взвешенном состоянии, а наличие сжатого воздуха приводит к увеличение скорости восходящего потока. В процессе бурения с применением пен на Бузовнинской площади придерживались следующего режима бурения осевая нагрузка на долото 30—40 кН, частота вращения 80 мин"', пода. ча насоса 8 л/с.
Во время бурения с применением пен необходимо обращать внимание на следующее.
1. Наращивание инструмента, На верхнем конце бурильных труб устанавливают обратный клапан. Перед наращиванием инструмента (во избежание выброса пены через трубы) подача воздуха прекращается а в трубы закачивают 1 —2 м3 пенообразующего раствора с таким расчетом, чтобы пена, находящаяся над обратным клапанам в бурильной колонне, была вытеснена ниже него. После этого останавливают насос и откры вают выкидную задвижку для проверки наличия воздуха над обратным клапаном. Если пена не движется через задвижку, следовательно, она вытеснена под обратный клапан и последний герметичен, значит можно приступить к наращиванию инструмента. Длительный выход пены из выкидной линии указывает на негерметичность обратного клапана. В этом случае необходимо продолжить закачку пенообразующего раствора до прекращения обратного движения пены, приступить к наращиванию инструмента и принять меры по устранению неисправности обратного клапана, в противном случае внезапный вынос пены через трубы при н* ращивании может привести к осложнениям. После наращивания инструмента восстанавливают циркуляцию с одновременной подачей необходимого количества воздуха Vi продолжают бурение.
2. Подъем труб. После окончания бурения, перед подъемом инстру мента для смены долота, в целях сохранения постоянного противодзв-ления на стенки скважины необходимо закачать в трубы 3—4 м3 пенообразующего раствора. Могут быть случаи, когда после подъема определенного числа труб вследствие закачки недостаточного количества пенообразующего раствора перед подъемом начнется перелив пены чере3 трубы. Тогда следует прекратить подъем труб, прокачать в них несколько кубических метров раствора и продолжить подъем. В дальнейшей в процессе подъема труб через каждые 300—400 м необходимо запоя нять скважину путем закачки пенообразующего раствора в количеств^ равном объему тела поднятых труб.
При вскрытии продуктивного пласта в новых скважинах и путе зарезки второго ствола в эксплуатационных скважинах при пластов" давлении ниже гидростатического в ряде случаев, особенно в трещин"8
48
х и трещиновато-каверновых коллекторах, следует применять пенные стемы на основе безглинистых многокомпонентных пенообразующих растворов.
ПРОМЫВКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК (ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА) ДВУХФАЗНОЙ ПЕНОЙ
Песчаные пробки, образовавшиеся в стволе скважины, обычно лик-ЯИРУЮТ промывкой водой или чисткой желонкой.
Наиболее полно песчаная пробка удаляется с помошью желонки,
чем ПрОницаемость призабойной зоны при этом не нарушается. Обыч-о этот процесс ограничен глубиной скважин (до 1200-1400 м), весьма трудоемок и опасен вследствие выхода из строя эксплуатационных колонн в результате их протирания стальными канатами.
Большинство скважин, в которых образуются пробки (объединения "Азнефть", "Грознефть", "Краснодарнефтегаз", "Туркмрннефть", "Са-халиннефтегазпром" и др.), характеризуется низкими пластовыми давлениями, которые колеблются от 10 до 50 % от гидростатического. В таких условиях промывкой водой не удается удалить из ствола скважины всю песчаную пробку. Часть песка вместе с водой проникает в пласт вследствие сильного поглощения жидкости, что вызывает частичное разрушен-ие призабойной зоны, а иногда приводит и к деформации эксплуатационной колонны. Кроме того, в процессе освоения скважины проникший в при-забойную зону песок вновь беспрепятственно попадает в ствол. Вот почему через некоторое время возникает необходимость повторного удаления песчаной пробки. Этим можно объяснить незначительный межремонтный период работы скважин (от промывки до промывки) на промыслах Азнефти.
Повсеместное применение воды для ликвидации песчаных пробок в эксплуатационных скважинах - причина преждевременного вывода действующего фонда скважин из строя, значительного снижения текущих дебитов и уменьшения конечного коэффициента нефтеотдачи.
В связи с этим промывку песчаных пробок водой, особенно в условиях нефтяных месторождений Азербайджанской ССР, находящихся нз поздней стадии разработки, следует признать неприемлемой.
Совершенно очевидно, что удалять песчаные пробки в скважинах с пластовым давлением намного ниже гидростатического необходимо таким методом, при котором промывочная жидкость не проникает в пласт. Этим условиям наиболее полно отвечает двухфазная пена.
Двухфазная пена может быть успешно использована для удаления
Разевавшейся на забое скважины песчаной пробки. В этом случае
^° Фавнению с первичным вскрытием процесс отличается лишь тем,
0 отпадает необходимость применения разрушающего породу инстру-
ИмТа' 6лагопРиятнь|е условия выноса породы являются одинаковыми.
Как Н° 8 так°й связи промывка песчаных пробок рассматривается нами
^вторичное вскрытие пластов.
вуесгг^00713 мет°Да состоит в том, что при промывке песчаных пробок ВОР пдВдДЬ1 пРименяк>т двухфазную пену (аэрированный водный раст-
49
Промывать песчаные пробки пеной следует в скважинах с Пластовы^ давлением от 0,2 до 0,7 гидростатического, в скважинах, эксплуатирую, щихсн механизированным способом, в которых отсутствуют фонтанны^ проявления, а также в скважинах, в которых промывка песчаных пробо^ водой приводит к снижению естественной проницаемости призабойной зоны пласта вследствие полного или частичного поглощения воды.
Промывку песчаной пробки пеной осуществляют по следующей технологии. При спущенных (на 10 м выше уровня песчаной пробки) про. мывочных трубах проводят прямую циркуляцию пены с расходом жид. кости 1,5—3 л/с и малой степенью аэрации. После замены столба жидкости в скважине пеной степень аэрации устанавливают в соответствии с ре-жимом промывки.
При применении пен для промывки песчаной пробки необходимо учитывать, что после остановки компрессора и насоса в скважине продолжается движение пены, вызываемое ее упругими свойствами. Это приводит, как было указано, к дополнительному снижению давления в скважине.
Постепенным погружением промывочных труб при постоянной циркуляции пены промывают песчаную пробку.
Добавить очередную двухтрубку (однотрубку) можно двумя способами: после полного удаления размытой песчаной пробки; не ожидая полного выноса на поверхность размытой песчаной пробки.
Учитывая, что способность пены удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии значительно больше по сравнению с водой, можно окончательно удалять твердые частицы после размыва песчаной пробки высотой 50—60 м. Вынос на поверхность твердых частиц после размыва этой пробки рекомендуется осуществлять следующим образом:
1) размывают песчаную пробку до полного погружения в скважину двухтрубки (однотрубки) и после этого наращивают очередную двухтрубку (однотрубку);
2) таким же образом повторяют последующие циклы до размыва песчаной пробки, а затем ее извлекают на поверхность.
В такой последовательности промывают всю песчаную пробку. Во избежание преждевременного вызова притока жидкости из пласта, а также разрушения призабойной зоны необходимо до остановки компрессора и насоса уменьшить степень аэрации (увеличить среднюю плотность пены) до величины, обеспечивающей необхрдимое противодавление на забой скважины. В качестве пенообразователей можно применять анионоактивные ПАВ (ДС-РАС, сульфонол) и неионогенные (ОП-ЮЬ
Как показывает опыт промывок песчаных пробок пеной, концентрацию ПАВ следует принимать равной 0,2-0,4 % активной части товар' ного ПАВ к объему жидкости.
Тип пенообразователя, его концентрация, правильное определен^ степени аэрации имеют решающее значение для повышения эффектив ности промывки песчаных пробок. Если эти параметры определены не" равильно или в процессе промывки не соблюдается установленный те* нологический режим, то пена, по существу, не образуется, следователь
50
эффективность процесса будет низкой и характер промывки в этом Н учае не будет отличаться от характера промывки обычной водой.
Одним из существенных преимуществ метода промывки песчаной пробки пеной является следующее.
В процессе длительной эксплуатации скважин в зафильтровой зоне постепенно накапливаются тонкодисперсные частицы глины, обычно одержащиеся в коллекторе. Для сохранения производительности скважин в этих условиях приходится повышать депрессию, что в большинстве случаев вызывает разрушение призабойной зоны. Однако не во всех скважинах можно прибегать в такому способу в связи с опасением чрезмерного разрушения призабойной зоны, а также из-за невозможности достигнуть больших депрессий вследствие низкого динамическогоуровня. Лабораторными исследованиями и результатами промышленных испытаний промывки песчаных пробок установлено, что применение пен способствует удалению скопившихся тонкодисперсных частиц глины в зафильтровой зоне. Технологический процесс промывки должен быть следующим. После удаления всей песчаной пробки из ствола скважины и вскрытия фильтра необходимо продолжать промывку пеной зоны фильтра в течение 0,5—2 ч. Продолжительность этой операции в каждом отдельном случае должна быть установлена на основании наблюдений.
Фильтровую зону промывают пеной при определенном противодавлении. В этот период пена контактирует с глинистыми частицами, пепти-зирует их, вследстве чего глинистые частицы разрыхляются. Для удаления последних необходимо несколько снизить противодавление на пласт, повысив степень аэрации. В результате этого разрыхленные глинистые частицы потоком пены удаляются с забоя. Потом вновь увеличивают противодавление на пласт, снизив степень аэрации: в фильтровые отверстия проникает пена, разрыхляет глинистые частицы и при повторном снижении противодавления выносит их к забою и по затрубному пространству на поверхность. Операцию повторяют до тех пор, пока зафильтровая зона не будет очищена от глины. Это способствует восстановлению проницаемости призабойной зоны и увеличению притока жидкости к забою скважины.
Важным показателем качества промывки песчаной пробки является межремонтный период работы скважин. Анализ результатов показал, что после промывки пеной межремонтный период значительно увеличился. Объясняется это следующим. При промывке водой размытая есчаная пробка выносится на повеохность до тех пор, пока отсутствует идродинамическая связь между пластом и скважиной. Во время пог-°Щения воды пластом в процессе промывки часть песчаной пробки проливается в призабойную зону благодаря большому перепаду дав-Ия- Это всегда наблюдается в процессе промывки песчаных пробок в Скважинах, где пластовое давление ниже гидростатического. Как из-Но, при сильном поглощении происходит дополнительное разрушение забойной зоны, что нередко вызывает деформацию эксплуатационной
°ЛоННы.
Вследствие указанных причин в процессе освоения скважины noi окончания ликвидации песчаной пробки в нее интенсивно поступ^,, песок, что в конечном итоге приводит к снижению межремонтного перио да работы скважин.
Совершенно очевидно, что в этих условиях пена обеспечивает вынос всей песчаной пробки на поверхчость, в результате чего не происходи^ дополнительного разрушения призабойной зоны из-за отсутствия силь ного поглощения.
В процессе внедрения метода промывки песчаной пробки пенами было установлено, что последние способствуют лучшему размыву пес чаной пробки, очистке забоя, выносу песка на поверхность. Это объяс няется особыми свойствами, присущими пенам. Здесь, как и при раз рушении и выносе частиц выбуренной породы, одновременно действуют гидродинамические, флотационные силы и явление адсорбционного понижения твердости песчаной пробки.
ПАВ и выделяющийся из пены кислород пептизируют частицы глины, являющиеся цементирующим компонентом песчаной пробки а также гидрофобизуют поверхность разрыхленных частиц глин. Это способст вует прилипанию тонкодисперсных частиц глин к пузырькам воздуха, и таким образом снижается заиленность песчаной пробки. Кроме того, влияет также адсорбционное понижение твердости песчаной пробки Адсорбирующиеся поверхностно-активные вещества постепенно проника ют в глубь песчаной пробки и "раздвигают" микротрещины.
На основании теоретических и экспериментальных исследований свойств пен можно заключить, что пены — особый тип промывочной жид кости, обладающий рядом ценных качеств, позволяющих удалять песча ные пробки с сохранением естественной проницаемости коллектора
В отличие от водовоздушной смеси, представляющей смесь жидкости с газом (воздухом), пены обладают структурно-механическими свойст вам!* (вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.), легко регу лируемыми в результате изменения степени аэрации, тмпа и концентрации ПАВ и стабилизатора.
В связи с тем что в процессе промывки песчаной проб к и. существует постоянная гидродинамическая связь между пластом и скважиной, описанные свойства пен весьма эффективно способствуют предохранению коллектора от отрицательного воздействия промывочной жидкости Так как водовоздушная смесь не обладает структурно-механическими свойствами в процессе вскрытия пласта, она снижает естественную Пронина емость коллектора так же, как и обычные промывочные жидкости на воД' ной основе.
С учетом того что плотность пены регулируется в широких предела" (от 0,2 до 0,8 г/см3), а вязкость ее выше вязкости воды, песчаные проб ки можно промывать в зависимости от геолого-физической характер^ тики пласта при минимальных перепадах давления. Это позволяет пре дотвращзть разрушение призабойной зоны, что неизбежно при примеИ6 нии другого типа промывочной жидкости.
Как показали исследования, эффективность промывки песчань
52
побок пенами можно повысить, установив оптимальную концентрацию
тип ПАВ для каждого конкретного случая, правильно выбрав степень
эрации жидкости и применив в отдельных случаях стабилизатор пены.
большой интерес представляют результаты промышленного внед-ения промывки песчаных пробок пенами на Бузовнинском месторождении, где основными объектами разработки являются свиты ПК, КС и НГК цижнего отдела продуктивной толщи. Нефтеносные пласты этих свит представлены слабо сцементированными песками, поэтому в процессе освоения и эксплуатации скважин даже при небольших депрессиях пласт разрушается и выносится большое количество песка.
Вынос песка вызывает ряд осложнений в скважинах в процессе эксплуатации: на забое образуются песчаные пробки, происходят прихват труб и насоса, износ узлов насоса и т. д. Наиболее серьезное из этих осложнений - пробкообразование.
Пробки ликвидируют методом промывки их водой. Сложность этого процесса усугубляется тем, что в поздней стадии разработки залежей, когда пластовое давление значительно снизилось и намного меньше, чем гидростатическое, во время вскрытия фильтровой зоны промывочная жидкость проникает в пласт. При средней глубине скважин 1800—1900 м пластовое давление (в МП&) составляет: по ПК — 10,0; по КС — 7,0; по ИСК — 9,0. Около 70 % общего времени, затрачиваемого на подземный ремонт скважин, идет на ликвидацию песчаных пробок.
Анализ большого фактического промыслового материала по промывкам пробок и эксплуатации скважин показывает, что применяемая технология ликвидации песчаных пробок промывкой водой имеет значительные недостатки и, по существу, является причиной проведения пов-торнь^ ремонтов, сокращения межремонтного периода работы скважин и преждевременного выхода их из строя.
При промывке, когда вскрывают фильтр, исчезает или резко уменьшается циркуляция и вся подаваемая в скважину вода уходит в пласт, вследствие чего резко снижается его проницаемость. В таком случае фильтр вскрывается не на полную мощность.
Для иллюстрации недостатков применяемой технологии ликвидации пробок рассмотрим фактические данные по промывке пробок в глубинно-насосных скважинах, проведенных за один квартал.
В течение квартала в 248 скважинах было проведено 496 промывок. 1-2 из них промывки повторялись: в 7 случаях 2 раза, в 33—3 раза, в 12 - 4 раза, в9-5разив9-6 раз.
'фи повторных промывках межремонтный период составил до 5 сут 145 Случаях' Д° 10 СУТ - в 50 случаях, до 15 сут - в 39 случаях, т. е. в случаях межремонтный период работы скважины одной промывки "Другой не превышает! 5 сут.
вс '17 скважинах в течение этого же квартала после промывки про-BQ ЛИ ДРУГИХ видов ремонтных работ (не промывки), большинст-,,„ от°Рых было связано с пескопроявлением (заклинивание насоса, Горение клапанов).
процессе промывки при наличии поглощения песок полностью не
53
выносится из скважины, оседает в кавернах призабойной зоны, на забое и частично остается во взвешенном состоянии в стволе скважины. В дальнейшем при освоении скважины или после непродолжительной рабо ты ее взвешенный и поступивший из призабойной зоны песок забивает клапаны насоса, заклинивает его и вновь образует пробки. Даже при отсутствии .поглощения применяемая технология промывки не обеспе-чивает вынос всего размытого песка. Это объясняется рядом причин основные из которых — низкие скорости восходящего потока.
Были проведены визуальные наблюдения за промывками в 23 сква жинах. Оказалось, чю в 12 скважинах промывка шла без циркуляции жидкости, а в 11 она циркулировала. Однако после промывок (во всех случаях трубами полностью прошли фильтровую зону) при замере забор оказалось, что в 11 скважинах фильтры перекрыты пробкой (на различ ной высоте).
Все это свидетельствует о недостатках существующей технологии ликвидации песчоных пробок. Основными факторами, обусловливаю щими качество промывок, являются неполный вынос песка при промыв ке, а также попадание воды и песка в пласт.
При соблюдении режима промывки песчаной пробки пеной (опти мальная концентрация ПАВ, правильное определение степени аэрации обеспечение непрерывной циркуляции пены) можно достичь весым, высоких показателей (табл. 12).
Таблица 11
Номер Средний Показатели после промывки
скважины глубина, м Межремонтный пе- Среднесуточный де- Время освоения, сут
риод раооты скважи- бит нефти, т
ны, су т _ ____ — — •
. морской пеной морской пеной морской пеной
ВОДОЙ водой водой
726 1800 25 100 2,0 2,9 11 _
963 1895 26 114 4,3 5,5 2 1
296 1850 24 117 0,8 1,3 6 3
651 1757 10 139 1,3 1,9 _ 1
683 1860 28 123 1,9 2,4 8 1
811 1830 61 141 0,7 4,4 13 2
660 1900 23 191 1,3 2,3 - -~
511 1830 15 146 0,9 3,2 7
Примечание. Данные НГДУ Азизбековнефть.
Из табл. 12 видно, чго применение пены для промывки л прооки г(ри условии соблюдения рехима обеспечило в среднем п°
54
(пластовое давление 7,0—9,0 МПа), увеличение межремонтного периода в 4,5 раза, повышение производительности в 1,8 раза и ускорение освоения скважины в 6 раз.
В промысловых условиях иногда вследствие отсутствия достаточного количества пенообразователя принимают 0,1 %-ную концентрацию , полагая, что при этом также образуется пена. Однако в результате ПАВ на стенках труб и поверхности частиц песчаной пробки устойчивость пены настолько снижается, что пена будет мало отличаться от водовоздушной смеси. Поэтому при определении концентрации пенообразователя необходимо учитывать адсорбцию ПАВ на поверхностях раздела фаз. При этом следует исходить из условий получения в обязательном порядке устойчивой пены, так как только при таком условии может быть обеспечена высокая эффективность процесса.
Исходя из этого, а также из практики промывки песчаных пробок пенами, можно утверждать, что не всякая пена пригодна для тех или иных технологических процессов нефтедобычи и, в частности, для промывки песчаных пробок.
Многочисленные примеры показывают, что только в случае устойчивой пены получают желаемые результаты, и в промысловых условиях на это важное обстоятельство следует обращать особое внимание.
Сказанное подтверждается некоторыми данными из практики промывки песчаных пробок на Бузовнинском месторождении (табл. 13).
Таблица 13
Номер Межремонтный период работы Номер Межремонтный период работы
скважины скважин, сут скважины скважин, сут
с промыв- с промыв- с промыв- с про- с промыв- с промыв-
кой мор- кой пе- кой пеной мывкой кой пеной кой пе-
ской во- ной без с соблю- морской без соблю- ной с соб-
дой соблю- дением водой дения ре- людением
дения ре- режима жима режима
. ------ жима
539 9 12 131 238 42 38 94
651 46 37 139 804 22 16 77
511 411 15 17 146 315 29 33 172
51 39 146
Меж °И ТабЛИ|ДЬ1 видно, что при соблюдении режима промывки пеной про М°НТНЬ|Й период работы скважин почти в 10 раз больше, чем с Мож 'Вк°й песчаных пробок в тех же скважинах водой. Кроме того, реМо заключить, что при несоблюдении режима промывки пеной меж-npnVe аь'и период работы скважин не увеличивается по сравнению с
ЕстьЗНИеМ 80ДЫ-
ТИвный °е°снования утверждать, что двухфазная пена — весьма перспек-ИД промывочной жидкости для удаления песчаных пробок в важинах, в которых пластовое давление ниже гидростатичес-
55
С большим успехом двухфазная пена заменяет не только воду и гие гипы промывочной жидкости, но может быть использована для ки песчаной пробки вместо желонки.
ПУТИ riOtooiOJth iH •чАЧ?СТйА ВСКРЫТАЯ ПРОДУКТИВНОГО НПАСГА Б/РЕНИЕМ
Качество заканнйванмя нефтяных и газовых скважин имеет народно, хозяйственное зна^ние. Выполняемые при этом технологические про. цессы — основополагающие в системе мелроприятий по рациональной экс-плуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей и повышению степени 1«зьне->ений ькрти и газа из недр.
Есл1>, задача бурения ствола скважины до кровли продуктивного объекта сосюит в Ьыстрой и безаварийной проходке этого интервала, то задача вскрыли пласта прежде всего и главным образом заключается в том , чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабой ная зона не засорилась жидкой и твердой фазами промывочной жидкости.
В подавляющем большинстве случаев продуктивные пласты вскрывают б&з учела геологи-фшических свойств коллектора и физико-химической характерноики насыщающих его жидкостей. Это приводит к тому, чю искажаются значения истинной нефтегазоносности отдельных продуктивных залежей, насыщенной толщины пласта, а также значительно сниж<*Ю1Сн производительность скважин и нефтегазоотдача пласта
Повсеместное применение глинистых растворов при вскрытии пласта — основная причина улудшения фильтрационной характеристики пористой средь,. Наибольший вред пласту при этом наносится в тех случаях, когда коллектор характеризуется низкой проницаемостью, присутствием в продуктивной части разреза набухающих глинистых частиц.
Весьма неблагоприятные условия для вскрытия продуктивных пластов создаются при разведочном бурении на нефть и газ на больших глубинах, когда в ряде случаев вынуждены применять утяжеленные промывочные жидкости с плотностью до 2,2 г/см3. В этих условиях в продуктивный пласч проникает не только ф^лырат промывочной жидкости, но и частицы утяжелители, которые необратимо снижают проницаемость призабойной зоны. Положение усугубляется еще тем, что при больших глубинах и использовании утяжеленных растворов с повышением гидродинамического давления на сгенки скважины в процессе спуско-подъем-ных операций происходит гидроразрыв пласта, вследствие чего в него проникает большое количество жидкости и твердой фазы.
Нельзя считать допустимым, когда в процессе ьскрыгия пласта, в особенности на больших i лубинах, Допускают перепады давлений, достигающие 100 МПа и более. Разумеется, Ьольшие перепады давления, Д°' пускаемые в процессе вскрытия пласта, ^ололни.елььо снижают пронИ' цаемость коллектора вследствие нрчпикпоаения значительного количьст-ва промывочной жидкости в ллас..
56
Совершенно недопустимо, когда вкрытие продуктивных объектов
пластовым давлением ниже гидростатического проводят также с при-
° иением глинистого раствора. В этих условиях, естественно, коллекторс-
ие свойства пласта настолько ухудшаются, что производительность
кважин уменьшается в несколько раз.
Если исходить из принципа сохранения фильтрационных свойств коллектора в процессе вскрытия пласта, то необходимо, чтобы при промежуточных процессах (бурение ствола до продуктивного пласта, конструкция скважин и др.) такое условие сохранялось.
Технико-экономические показатели всего цикла бурения и стиму-лирующие факторы следует рассматривать раздельно: для бурения ствола скважины до кровли пласта должны быть свои показатели, для вскрытия пласта бурением, перфорации и освоения скважин особые, полностью отвечающие специфике планируемых работ: сохранение естественной проницаемости пористой среды, обеспечение выработки всей вскрытой продуктивной толщины пласта.
Целесообразно в едином проекте на сооружение скважины иметь два самостоятельных законченных раздела: первый — бурение скважин до кровли пласта; второй — вскрытие продуктивного пласта, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация и освоение.
Во втором разделе проекта должны быть отражены следующие основные вопросы, подлежащие изучению в процессе вскрытия и освоения нефтегазового пласта
определение типа промывочной жидкости, позволяющей сохранить естественнную проницаемость пласта;
изучение физических свойств коллектора и его вещественного состава;
определение положения ВНК, ГВК и ГНК;
определение порядка опробования продуктивных пластов и прослоев;
изучение добывных возможностей отдельных пластов и прослоев в продуктивной части разреза;
выделение эксплуатационного объекта.
Если геолого-физические .условия продуктивного пласта позволяют бурить весь ствол скважины, включая и продуктивную часть пласта, одной промывочной жидкостью, то эксплуатационную колонну спускают До забоя.
Если же промывочная жидкость, успешно применяемая при бурении скважины, может отрицательно влиять на проницаемость коллектора, TO колонну спускают до кровли продуктивного объекта, а пласт вскрывают с применением другого типа жидкости.
Поскольку нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи имеют
Различные геолого-физические свойства, то невозможно создать уни-
еРсальный тип промывочной жидкости, пригодный для вскрытия плас-
а с "охранением естественной проницаемости коллектора. В каждом
тДельном случае ее выбирают с учетом гелого-физической характерис-
ТИ|<и пласта.
"РИ вскрытии продуктивных пластов рекомендуется принимать во Внимание следующее.
57
Если пластовое давление выше гидростатического, коллектор теризуется низкой проницаемостью, а также содержит набухающие тые частицы, то для вскрытия продуктивного пласта целесообразно пр^ менять утяжеленные растворы на нефтяной основе. Если же коллекТО[) не содержит набухающих глинистых частиц, характеризуется высок^ проницаемостью.можно использовать утяжеленные растворы на водно основе с добавлением специальных ПАВ. При этом утяжепитепи растворяться в кислотах.
Если пластовое давление равно гидростатическому, коллектор теризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинисты частицы, то в этих условиях наиболее приемлемы растворы на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц проницаемость имеет высокое или среднее значение, то можно применять безглинистые промывочные жидкости на водной основе с добавпе нием ПАВ.
Если пластовое давление ниже гидростатического, то независимо от свойств коллектора следует учитывать пластовое давление.
При пластовом давлении, равном 0,8—1,0 гидростатического, можно вскрывать продуктивную часть пласта растворами на нефтяной основе и многокомпонентными пенными системами.
Если пластовое давление находится в пределах 0,4—0,8 гидростичес кого, то вскрытие продуктивного ппаста необходимо осуществлять с применением многокомпонентной и двухфазной пен.
Если пластовое давление ниже 0,4 гидростатического, то необходимо применять двухфазную пену.
Указанные рекомендации в равной степени относятся к процессам пер форации и глушения скважин.

На главную страницу