CC BY
72
ГОРНОЕ ДЕЛО И ГЕОЛОГИЯ
УДК 622.279
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С УПРАВЛЯЕМЫМ ПРИТОКОМ ГАЗА (С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА РЕГУЛИРОВАНИЯ
ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ)
© 2004 г. Ю.К. Димитриади, С.Б. Бекетов
Вскрытие продуктивных отложений является одним из самых ответственных этапов при строительстве скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ). Кольматация призабойной зоны скважины (ПЗП) в процессе бурения обусловливает снижение дебита после освоения скважины, а следовательно, увеличение срока ее окупаемости, снижение коэффициента газоотдачи пласта, ухудшения параметров разработки месторождения, ПХГ в целом.
Одним из перспективных направлений повышения качества строительства скважин является вскрытие продуктивных отложений с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) с регулируемым забойным давлением, что позволяет производить бурение как на равновесии, так и с управляемым притоком газа в результате создания и поддержания заданной величины дифференциального давления в системе скважина-пласт. Наиболее рациональным является способ вскрытия пласта с управлением забойным давлением путем регулирования избыточным давлением на устье скважины. При вскрытии пластов с АНПД эффективным является использование пенных систем при изменении коэффициента аномальности пластового давления в пределах 0,7-0,1 [1]. Результаты бурения свидетельствуют о высокой эффективно -сти и безопасности данной технологии.
С целью предотвращения интенсивного развития газопроявления необходимо сохранять постоянное забойное давление, обеспечивающее допустимую депрессию на пласт [АР]. Эта депрессия не приводит к потере устойчивости ствола скважины и обусловливается количеством поступившего газа (газонасыщением промывочной жидкости или степенью аэрации пены), давлением на устье. В общем случае должно выполняться условие:
АРтах > [АР] = f (К],Pyтах),
где АРтах - максимально допустимая депрессия на стенки скважины, обеспечивающая устойчивость ствола скважины, Па; [а0] - допустимое газонасыщение промывочной жидкости (степень аэрации пены) для конкретных геолого-технических условий механического бурения; Рутах - максимальное устьевое давление, определяемое технологической целесообразностью, Па.
Значение [а0] определяется согласно условиям предупреждения выброса промывочной жидкости и сохранения устойчивости стенок скважины по выражению
[Яо] = тт{авыб, а уСт },
где авыбб - газонасыщение жидкости (степень аэрации пены), при котором возможно проведение работ, но не допускается газовый выброс, ед; ауст - газонасыщение промывочной жидкости (степень аэрации пены), обеспечивающее устойчивость стенок скважины, ед.
Метод регулирования забойного давления в допустимых пределах репрессия - депрессия путем изменения давления на устье предполагает операции повышения устьевого давления или его поинтерваль-ное снижение, что позволяет поддерживать гидродинамическое равновесие давлений на забое, при необходимости создавать расчетную депрессию на пласт. Кроме того, поинтервальное снижение давления создает резерв для регулирования устьевым давлением, т. е. чем больше снижение давления, тем больше его резерв при ликвидации неконтролируемого газопроявления. При обнаружении признаков поступления газа в скважину завершается процесс поинтервального снижения устьевого давления, определяется текущее газонасыщение промывочной жидкости (степень аэрации пены), сравнивается с допустимым значением, и при необходимости проводятся операции по корректировке технологических параметров.
С применением описываемой технологии на Чи-ренском ПХГ (Болгария) были проведены работы по вскрытию продуктивных отложений при строительстве двух эксплуатационно-нагнетательных скважин. ПХГ создано на базе истощенного газоконденсатного месторождения, приуроченного к брахиантиклиналь-ной складке. Продуктивные отложения представлены переслаиванием известняков, доломитов, аргиллитов и алевролитов. Данные отложения по возрасту относятся к среднему и верхнему триасу, а также нижней юре. По результатам газодинамических исследований определена средняя проницаемость коллекторов: 0,05-0,25 мкм2. Тип коллекторов порово-кавернозно-трещинный. Дебит скважин, работающих по 60, 73, 89 мм НКТ, находится в пределах 100-240 тыс. м3/сут. Газохранилище характеризуется АНПД, коэффициент аномальности в циклах отбора-закачки варьируется в пределах 0,4-0,5 [2].
В связи с расширением ПХГ с 1997 г. начато бурение новых эксплуатационно-нагнетательных скважин. Как показал опыт бурения скважин болгарской фирмой «Булгаргеомин» в конце 80-х - начале 90-х гг., применение глинистых растворов, а также технической воды при вскрытии продуктивных отложений приводит к полной потере циркуляции и поглощению практически любого количества промывочной жидкости. В результате дебит скважин (пробуренных при такой технологии вскрытия продуктивного пласта) после введения их в эксплуатацию не превышает нескольких десятков тыс. м3/сут, а в продукции скважин при отборе газа присутствует большое количество жидкости.
С целью повышения эффективности вскрытия продуктивных отложений в 1997 - 1998 гг. были пробурены на ПХГ две скважины № Е-33, Е-50 с использованием метода регулирования давления. Бурение при вскрытии газоносного пласта велось с применением трехфазной пены по замкнутой системе циркуляции. В скв. № Е-33 вскрыто 155 м, а в скв. № Е-50 - 65 м, продуктивных отложений. В скв. № Е-33 при бурении продуктивного пласта был отобран керн из четырех интервалов общей мощностью 32 м. Опыт бурения этой скважины примечателен тем, что применительно к данной работе были внедрены две новые технологии:
- технология доразведки надпродуктивных и продуктивных отложений в процессе углубления скважины на депрессии с промывкой трехфазной пеной;
- технология отбора керна в процессе вскрытия продуктивных отложений с промывкой трехфазной пеной.
На рис. 1 представлена схема обвязки технологического оборудования при вскрытии продуктивного пласта с использованием пенных систем. При разработке схемы учитывались требования нормативных документов по противовыбросовому оборудованию («Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции). Технологическая схема позволяла обеспечивать проведение следующих технологических операций:
- герметизацию устья скважины при наличии или отсутствии в ней бурильной колонны;
- бурение скважины с избыточным устьевым давлением, в том числе и в условиях управляемого притока газа;
- проведение профилактических работ с целью предупреждения прихвата инструмента при избыточном давлении на герметизированном устье;
- циркуляцию трехфазной пены с последующим разделением газожидкостной смеси, отводом газа, очисткой пенообразующей жидкости;
- оперативное управление величиной затрубного давления при герметизированном устье, в том числе при интенсивном выносе шлама;
- глушение скважины путем закачки утяжеленной или блокирующей жидкости;
- возможность проведения различных технологических операций, предусмотренных программой бурения скважины.
Рис. 1. Схема обвязки технологического оборудования при вскрытии продуктивного пласта в скв. № Е-33 ПХГ Чирен: 1 - бурильный инструмент; 2 - техническая колонна 0 245 мм; 3 - кондуктор 0 324 мм; 4 - колонная головка ОКК-2-210-324х245х168; 5 - плашечные превенторы; 6 - ПУГ; 7 - вращающийся превентор фирмы GRANT; 8 - ротор; 9 - ведущая труба; 10 - нагнетательная линия; 11 - блок контроля качества пены; 12 - газожидкостный эжектор; 13 - воздушные компрессоры; 14 - буровые насосы; 15, 16, 17 - емкости; 18 - БОРП; 19 - сепаратор; 20 - блок регулирования потока и первая ступень очистки и разрушения пены; 21 - факельная линия; 22 - задвижка; 23 - исходящая линия
Приготовление пены с заданной степенью аэрации производилось в газожидкостном эжекторе 12 при подаче в него пенообразующей жидкости (ПОЖ) буровыми насосами 14 и воздуха компрессорами 13. Качество пены контролировалось в блоке контроля 11, установленного в нагнетательной линии 10. Бурение производилось прямой промывкой. Устье скважины было оборудовано двумя плашечными превен-торами 5, на которых монтировался ПУГ 6 и вращающийся превентор американской фирмы GRANT. Превентор рассчитан на работу при давлении до 3,5 МПа в режиме вращения или до 7,0 МПа в статическом состоянии. Поднимающаяся по затрубному пространству пена с частичками выбуренной породы через отводной патрубок в теле превентора поступала в исходящую линию 23, через которую попадала в блок регулирования потока 20, где производилась первая ступень ее очистки и разрушения. В блоке регулирования также выполнялось штуцирование потока пены с целью регулирования давления в затрубном пространстве, что позволяло оперативно изменять давление на забое скважины. Из блока регулирования потока пена подавалась в сепаратор 19, являющийся второй ступенью очистки и разрушения пены. В случае необходимости для полного разрушения пены применялся блок очистки и разрушения пены (БОРП) 18. Пройдя все ступени очистки, пена практически полностью разрушалась, и далее ПОЖ поступала в систему емкостей 15, 16, 17. В емкостях производился контроль за параметрами ПОЖ, и при необходимости их корректировка.
При бурении интервала залегания юрских отложений - тоарса (1682 - 1705 м) применялась трехфазная пена со степенью аэрации от 20 до 30, что позволяло в комплексе с регулированием затрубного давления создавать плавную депрессию на пласт от 0 до 3,0 МПа, т.е. выполнялось условие:
Р б < Р
заб — пл •>
где Рзаб - давление на забое при бурении, МПа; Рпл -пластовое давление, МПа.
В процессе работы фиксировалось поступление газа из пласта. При глубине скважины 1700 м бурение было остановлено, и скважина при нахождении инструмента на забое была освоена. Экспресс исследованием на приток установлено, что дебит газа составляет около 18 тыс. м3/сут. После исследования скважина была заполнена пеной со степенью аэрации 16, и бурение продолжено. При этом репрессия на пласт регулировалась в размере 1,0 - 1,5 МПа, что позволяло производить вскрытие пласта практически без потерь промывочной жидкости.
На практике помимо прямых расчетов по формулам можно использовать предварительно построенные зависимости для конкретных условий бурения интервала газоносного пласта.
Так, по данным численного примера вскрытия пласта в скв. № Е-33 с управляемым притоком газа в условиях регулирования давления в скважине построены номограммы: для определения допустимой
степени аэрации пены в зависимости от величины устьевого давления, с которым начинается бурение интервала газоносного пласта (рис. 2); создания устьевого давления в зависимости от времени проведения операции повышения давления (рис. 3).
2
к,
< / г .______________^^^____^^
0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0 P.
Устьевое давление при бурении интервала, МПа
Рис. 2. Изменение допустимого значения газонасыщения промывочной жидкости: 1 - авыб газонасыщение, удовлетворяющее условию предупреждения выброса; 2 - ауст
газонасыщение,
удовлетворяющее условию устойчивости стенок скважины
у max
а3,5
0 20 40 60 80 100 120
Время проведения операции повышения устьевого давления Г, мин 0 < Г < Н - 1бикп
Рис. 3. Номограмма создаваемого давления на устье во время проведения операции. Время бурения интервала газоносного пласта Гб, по истечении которого степень аэрации равна допустимому значению: 1 - 90 мин; 2 - 75 мин;
3 - 60 мин; 4 - 45 мин; 5 - 30 мин; 6 - 15 мин
Одновременный контроль изменения давления на стояке и расхода выходящей пенообразующей жидкости (после дегазации), а также своевременное повышение давления на устье существенно снижают вероятность возникновения аварий в процессе бурения скважины.
На рис. 4 представлены графики распределения давления в кольцевом пространстве скважины при завершении вскрытия пласта по усовершенствованной технологии (зависимость 1) и по технологии, не предусматривающей приток газа (зависимость 2). На оси абсцисс (давлений) отмечены значения давлений на устье скважины [Рутах], Ру1, Ру и пластовые Рпл, Рпл ф. На оси ординат указаны значения глубин залегания кровли Нк, подошвы Нп газоносного пласта и интервалы бурения.
Ру Ру1 [Ру max] Рпл Рпл ф Р, МПа
Нк hl
Н„
Рис. 4. Графики распределения давления в кольцевом пространстве скважины при завершении вскрытия пласта: 1 - распределения давления в кольцевом пространстве скважины при завершении вскрытия пласта по разработанной технологии; 2 - распределения давления в кольцевом пространстве скважины при бурении по технологии, не предусматривающей приток газа
Зависимость 1 характеризует распределение давления в кольцевом пространстве скважины, заполненной пеной с допустимой степенью аэрации, с учетом гидравлических потерь давления и устьевого давления
равного Ру max.
Зависимость 2 характеризует распределение давления в кольцевом пространстве скважины, заполненной пеной, с учетом гидравлических потерь давления и расчетного устьевого давления Ру.
По сравнению с технологией бурения без притока газа очевидно повышение эффективности работ, улучшение качества вскрытия пласта за счет увеличения степени вскрытия по мощности на депрессии и снижение репрессии на подошву пласта, а также повышение безопасности процесса бурения за счет оперативности обнаружения и количественной оценки на ранней стадии притока газа в скважину по фактическим данным устьевой информации. Таким образом,
усовершенствованная нами технология позволяет вскрыть газоносный пласт на депрессии от кровли до глубины, обусловленной допустимым газонасыщением промывочной жидкости (допустимой степени аэрации пены), а оставшуюся часть до подошвы пласта — на минимальной репрессии с сохранением безопасной депрессии в кровле. Использование устьевого давления для регулирования дифференциального давления в системе скважина - пласт обеспечивает оперативность и простоту в реализации, так как не требуется существенных дополнительных затрат на приготовление утяжеленного раствора и изменение гидравлической программы промывки скважины. Необходимо отметить, что вскрытие пласта с использованием пластовой энергии газа позволяет повысить механическую скорость бурения, что в целом сокращает сроки строительства скважины.
Усовершенствованная технология позволяет оперативно, в процессе проведения буровых работ, определить фактическое пластовое давление, состав пластового флюида и параметр продуктивности (коллек-торские свойства) пласта.
Таким образом, при выполнении работы по вскрытию продуктивных отложений на равновесии, а также с управляемым притоком газа произведено определение коллекторских свойств и потенциальных возможностей верхних продуктивных горизонтов ПХГ; сокращены сроки строительства скважины; в результате предотвращения кольматации призабойной зоны пласта сохранены естественные коллекторские свойства продуктивных отложений, что позволило получить максимальную производительность скважины на ПХГ.
Проведенные после освоения скважины газодинамические исследования показали, что дебит ее равен 450 тыс м3/сут, т.е. скважина на ПХГ является самой высокодебитной.
Литература
1. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М., 1996.
2. Иванов Р., Долгов С., Бекетов С. Проверка на експлоата-ционния сондажен фонд на подземното газохранилище "Чирен" // Минно дело и геология. София, 1994. № 6. С. 33 - 37.
ОАО «СевКавНИПИгаз», (ЗАО «Газтехнология»)
11 февраля 2004 г.
0
h
