CC BY
17
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ Деряев А.Р.
Деряев Аннагулы Реджепович - кандидат технических наук, научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан
При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что и при бурении остальной части ствола скважины. Очень часто продуктивные горизонты (пласты) вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. В случае применения таких буровых растворов вода отфильтровывается в пласт.
На исследуемых скважинах №147 Северный Готурдепе с глубины 600 метров до 3800 метров, №37 Северный Готурдепе с глубины 800 метров до глубины 4900 метров, №156 Северный Готурдепе с глубины 400 метров до глубины 4100 метров и №200 Северный Готурдепе с глубины 600 метров до глубины 4900 метров вскрыты на буровом растворе "АЛКАР-3М" разработанный в институте "Небитгазылмытаслама" Государственного концерна "Туркменнефть". Все продуктивные пласты скважин №№37 и 200 Северный Готурдепе вскрытии на буровом растворе типа АЛКАР-3М. Для повышения устойчивости стенок скважины и предупреждения осложнений в институте "Небитгазылмытаслама" была разработана и внедрена в производство рецептура ингибированной системы алюмокальциевой раствор "АЛКАР-3М". Система стабилизирована лигносульфонатами. В качестве ингибитора, содержащего одновременно анионы (хромато-алюминаты, ферраты) и катионы (кальций, калий, магний) - приняты щелочные и кислотные гидролизаты портландцементов. В качестве гидрофобизирующего поверхностное активное вещество (далее ПАВ) предложены класса полиоксиалкиленов в селективных растворителях, выполняющие функции пеногасителя и смазывающей добавки.
Промышленный продукт ПАВ предоставляет ингибитор отложений парафина в нефти ХТ-48.
Система АЛКАР-3М в силу своих ингирующих свойств подавляет лиофильность глин;
1. Позволяет безаварийно проходить коллоидальные глины (прихватоопасных пачек черных глин апшеронского яруса),
2. Приводит к значительной экономии химических реагентов за счет уменьшения числа обработок, так как раствор длительное время в процессе бурения сохраняет оптимальные вязкостные и структурно-механические свойства.
Отличие ингибирующих растворов системы от АЛКАР-ной системы в том, что они обладают повышенной глиноемкостью, но АЛКАР-3М еще обладает крепящими свойствами фильтрационной корки, за счет чего достигается повышение устойчивости приствольной зоны скважины. Поэтому растворы переведены в ингибированную систему АЛКАР-3М могут выдерживать большие значения водоотдачи в 1,5-2,0 раза в сравнении с требуемыми величинами, заложенными в геолого-техническом наряде (ГТН) и при этом способны длительное время сохранять устойчивость ствола скважины.
Одним из свойств АЛКАР-3М является набор прочности структуры во времени. Поэтому после длительных остановок (на период геофизических исследований и другие) восстановление циркуляции раствора проводится поинтервально после спуска бурильного инструмента в обсаженную часть ствола скважины (башмак обсадных
62
колонн). Что обуславливает седиментационную устойчивость раствора длительное время и снижает вероятность прихвата бурильной колонны за счет удержания частиц барита и выбуренной породы.
Продуктивные отложения месторождений Юго-Западной Туркмении характеризуются сложным и неоднозначным составом пород, вод и бурового раствора и нефти. Каждая из составных частей, взаимодействуя с фильтратом бурового раствора, предопределяет ухудшение коллекторских свойств и уменьшение дебитов углеводородных флюидов.
Это ухудшение обусловлено преимущественно двумя процессами набуханием глин и образованием эмульсий. Ослабление этих процессов осуществляется за счет применения буровых растворов, фильтраты которых обладают совокупностью ингибирующих и поверхностно-активных свойств. В зависимости от конкретных особенностей, в частности, степени заглинизованности коллекторов, растворы, содержащие минеральные ингибиторы и ПАВ ХТ-48, по сравнению с другими типами глинистых буровых растворов обладают лучшими с (минимальной фильтрацией воды в пласт) свойствами, как при бурении скважины, так и при вскрытии продуктивных отложений.
Для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости, а также для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях применение растворов на нефтяной основе. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза тонкоразмолотым окисленным битумом.
На скважинах №№147 и 156 Северный Готурдепе все продуктивные горизонты вскрыты на углеводородном буровом растворе. На скважине №147 Северный Готурдепе с глубины 3800 метров до проектной глубины 4400 метров. А на скважине №156 Северный Готурдепе с глубины 4100 метров до проектной 4300 метров с системы типа АЛКАР-3М обеспечен переход на раствор углеводородной основы и обеспечено успешное заканчивание строительства скважин до проектных глубин.
Ведение строительство и вскрытие продуктивной части скважин №№ 147, 156 Северный Готурдепе на растворе углеводородной основы. На скважине №147 Северный Готурдепе при бурение ствола 0295,3мм было произведено замещение на раствор углеводородной основы типа "Версадрил", с глубины 3800м. Далее ствол 0 295,3 мм с глубины 3800 метров до глубины 4206 метров по стволу, был пробурен наклонно-направленным под зенитным углом 42 градуса и азимутом 264 градус на растворе углеводородной основы типа "Версадрил". Буровой раствор "Версадрил" -система на углеводородной основе, использует дизель как основу для предотвращения набухания глин. Система "Версадрил"- одна из самых идеальных систем для бурения активных глин, где устойчивость ствола является основным вопросом, кроме того данная система работает при высоких температурах до 180-190 градусов и имеет более улучшенные реологические свойства раствора и ингибирование. Система "Версадрил" имеет очень низкую водоотдачу. Водоотдачу можно понижать, если необходимо, добавлением реагента Versatrol (понизитель водоотдачи) и VG-69 (глина для создания корки). Данная система предотвратит гидратацию глин и при соблюдении соответствующих плотностных режимов, нестабильность ствола и даже предотвратит процесс кавернообразования и сальникообразования, благодаря своим высоким ингибирующим способностям, а также имеет хорошие смазывающие характеристики [1].
Для бурения данного интервала, был использован оборудование компаний "Шлюмбердже" для набора угла и выхода в направление, что требует особого контроля реологических параметров бурового раствора. Выбор углеводородной системы основывался на составе данной системы, которая является прямой эмульсией, где водная фаза является дисперной средой, что исключает химическую реакцию раствора с породами в скважине. На данный раствор с целью
63
предотвращения проникновения фильтрата и незначительных поглощений добавлялся карбонат кальция (Safe Carb). Добавка карбоната кальция позволил остановить проникновение фильтрата в микротрещины и предотвратить неустойчивость ствола скважины. Тип, параметры и компоненты использованного углеводородного бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов под II техническую и эксплуатационную колонну на скважине №147 Северный Готурдепе приводятся в таблице 1.
На скважине №147 Северный Готурдепе бурение ствола 0215,9мм с глубины 4206 метров до глубины 4555 метров по стволу, был пробурен наклонно-направленным под зенитным углом 42 градус и азимутом 264 градус, смещением 298 метров на растворе углеводородной основы типа "Версадрил".
Таблица 1. Параметры и компоненты использованного углеводородного бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов под II техническую и эксплуатационную колонну на скважине №147 Северный Готурдепе
Параметры бурового раствора II техническая колонна (3800м-4206 м по стволу) Эксплуатационная колонна (4206м-4555 м по стволу)
Диаметр ствола,мм 295,3 215,9
Плотность, г/см3 1,40 1,46
Условная вязкость (сек/кв) 45-60 45-60
Пластическая вязкость <35 <35
Динамическое напряжение сдвига (фунт/100фут2) 15-25 15-25
Водоотдача мл/30мин 3-4 3-4
Твердая фаза (%) <5,0 <5,0
Электрическая стабильность 800-1500 800-1500
Содержание соли, % по весу 26 26
Известь, кг/м3 18-25 18-25
Дополнительная известь, кг/м3 8-12 8-12
Соотношение дизель/вода (%) 70/30 (75/25) 70/30 (75/25)
Статическое напряжение сдвига 10-20 10-20
Тип раствора "Версадрил" "Версадрил"
Компоненты интервала Известь Известь
VG-69 VG-69
Versamul Versamul
Versacoat ОТ Versacoat ОТ
Versatrol Versatrol
СаС12 Caa2
Дизель Дизель
Вода Вода
Барит Барит
Система "Версадрил" имеет высокую эмульсионную стабильность и имеет соотношение дизель/вода на уровне 70/30 с электрической стабильностью, поддерживаясь на уровне 800-1500 Вольт для создания эмульсии и поддержания необходимых параметров раствора данного интервала. Учитывая, что данный интервал является с продуктивными коллекторами, показания водоотдачи удерживалось в пределах 3мл/30 минут. Такая водоотдача свела к минимуму вероятность повреждения коллектора и прилипания бурильного инструмента[2] вплоть до устья скважины.
Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе. С целью не повреждения продуктивных коллекторов показатели содержание твердой фазы на скважине № 147 Северный Готурдепе свели до минимума меньше 5%.
Таблица 2. Данные по перфорациям и показания исследований в процессе освоения скважин
№ Обозначение объекта, тип перфоратора, кол-во дырок Расстояние испытуемого объекта, (м) Возраст, искусственная глубина, (м) Результаты освоения
Скважина №147 Северный Готурдепе
1. I ПКО-102 504 4008-4030 4040-4050 Пачка IX Ьлифт НКТ получен приток нефти. Дш=10мм, Рраб=108 атм. Qж=321,3м3/сут. Qнефть=234,33м3/сут.
Специальный фильтр 4150-4193 4238-4248 Нижний красноцвет НК-1 П-лифт НКТ получен приток нефти. Дш=30мм, Рраб=24 атм. Qж=557,1м3/сут. Qнефть=426,1м3/сут.
Скважина №37 Севе рный Готурдепе
2. I ПК0-102 733 4448-4454 4612-4618 4626-4629 НК-7 НК-8 Получен приток нефти. Дш=25мм, Рраб=35 атм. Qнефть=730,33м3/сут.
Скважина №156 Северный Готурдепе
3. I ПК0-102 240 4000-4012 Пачка IX Ьлифт НКТ получен приток нефти. Дш=10мм, Рраб=84 атм. Qнефть=241,0м3/сут.
Специальный фильтр 4170-4300 Нижний красноцвет НК-1 НК-2 П-лифт НКТ получен приток нефти. Дш=8мм, Рраб=77 атм. Qнефть=2416,0м3/сут.
Скважина №200 Северный Готурдепе
4. I ПК0-102 800 4046-4052 4057-4067 4071-4077 4079-4085 4086-4092 4094-4104 4122-4128 4134-4140 Пачка IX Ьлифт НКТ получен приток нефти. Дш=22мм, Рраб=38 атм. Qнефть=157,3м3/сут.
ПКО-89 545 Энержет-43 273 4192-4198 4204-4216 4288-4292 Нижний красноцвет НК-1, НК-2 П-лифт НКТ получен приток нефти. Дш=15мм, Рраб=38 атм. Qнефть=127,4м3/сут.
Скважина №156 Северный Готурдепе в отличие от № 147 Северный Готурдепе пробурена вертикально до проектной глубины 4300 метров с плотностью бурового раствора 1,40 г/см3. При вскрытии продуктивных горизонтов все параметры
(электрическая стабильность, водоотдача, создания эмульсии, твердая фаза) поддерживались стабильно на необходимом уровне.
С целью регенерации барита и удаления твердой фазы были использованы гидроциклоны, ситогидроциклон и двойные центрифуги. Центрифуги постоянно использовалось для избежания твердой фазы в растворе. Перед цементированием обсадных колонн 0244,5 и 139,7 мм произвели снижение показания динамического напряжения сдвига в растворе.
Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту
При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.
На исследуемых скважинах в процессе цементирования строго были соблюдены "Правила безопасности в НГДП". На продуктивный пласт при цементировании не создавали высокое гидродинамическое давление, и не наблюдалось поглощение цементного раствора в продуктивные пласты. Во всех процессах цементирования уровень подъема цементного раствора получен до расчетного уровня.
На скважинах №№ 147, 37, 156 и 200 площади Северный Готурдепе перфорация продуктивных горизонтов произвели на кумулятивными корпусными перфораторами типа ПКО-89, ПК0-102 и перфоратором компании "Шлюмбердже" типа "Энерджет". Данные по перфорациям и показания исследований в процессе освоения показаны в таблице 2.
Рис. 1. Конструкция скважины №37 на Северном Готурдепе с двухлифтной НКТ, составленные внутри скважинным оборудованием для одновременной раздельной
эксплуатации
При одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух...трех пластов они изолируются друг от друга и в скважину спускается соответствующее количество колонн НКТ. В результате обеспечивается раздельная разработка пластов. В результате работа каждого пласта не влияет на характер эксплуатации других. И в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы.
Во всех исследуемых четырех скважинах была спущена двухлифтовая компоновка, с целью обеспечивания совместно раздельной разработки пластов, и при одновременной работе каждого пласта не иметь влияние на характер эксплуатации
других, и для проведения в каждом пласте необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы. Компоновка внутрискважинных оборудований с двухлифтовыми насосно-компрессорными трубами на скважинах №№37 и 200 показана на рисунках 1, 2. На скважинах №№147, 156 нижняя часть в связи со спуском на эксплуатационную часть специальных фильтров, произведено бесперфорационное вскрытие. Все проведенные исследования запатентованы.
Освоения на всех исследуемых скважинах произведены с заменой углеводородного и глинистого раствора на воду и с подачей газа на короткий лифт насосно-компрессорных труб газлифтным способом эксплуатации.
Длинный лифт после замены раствора на воду осваивался фонтанным способом эксплуатации.
В связи с успешным развитием науки и изобретением новых технологий в области качественного вскрытия продуктивных пластов накоплен большой опыт, применение которого находит хорошие успехи в зарубежных компаниях.
В данное время для качественного первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов применяются следующие виды материалов и оборудований:
- с целью уменьшения твердой фазы в составе бурового раствора применение жидкого барита.
- применяются буровые растворы без твердой фазы бромид кальция, бромид магния, бромид цинка и формиат цезия.
- бурение и освоение скважин с жидким азотом.
- бурение в равновесии.
Рис. 2. Конструкция скважины №200 на Северном Готурдепе с двухлифтной НКТ составленные внутри скважинными оборудованиями для одновременной раздельной
эксплуатации
Список литературы
1. Деряев А.Р. Технологические особенности вскрытия многопластовых продуктивных горизонтов и освоение их для одновременно-раздельной эксплуатации, сборник трудов института «Нефти и газа». Выпуск 11. Ашгабат: неширят гуллыгы, 2015. Стр. 183-193.
2. Деряев А.Р., Еседулаев Р. Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым. Стр. 147-173.
