Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка комплекса технологических решений повышения качества заканчивания скважин малого диаметра
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка комплекса технологических решений повышения качества заканчивания скважин малого диаметра"
КОСИЛОВ Александр Федорович
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА
(на примере месторождений Западной Сибири)
Специальность 25.00.15 "Технология бурения и освоения скважин"
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Краснодар-2003
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе Научно-производственном объединении "БУРЕНИЕ" (ОАО "НПО "БУРЕНИЕ")
Научный руководитель - заслуженный изобретатель РФ, доктор технических наук, профессор Рябоконь Сергей Александрович.
Официальные оппоненты:
доктор технических наук, профессор Самотой Анатолий Куприянович кандидат технических наук Тимовский Виктор Петрович
Ведущее предприятие - Закрытое акционерное общество "Обьнефтеремонт"
Защита состоится 9 ОЛК^Сш/ъЯ^ часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 пр/ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" по адресу: 350063 г. Краснодар, ул. Мира, 34.
С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" .
Автореферат разослан<3/1
Ученный секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, с.н.с. Любовь Ивановна Рябова
7е
т17
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. В современных условиях ограниченного финансирования отечественной нефтегазовой отрасли поддержание достигнутого уровня добычи нефти и газа возможно не только за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, но и за счет интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малодебитные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки. Старые скважины могут быть реанимированы путем использования новых современных технологий проведения ремонтно-изоляционных работ, включая технологии бурения вторых (боковых) стволов, вскрывающих новые продуктивные участки залежи.
При постоянном росте цен на энергоносители, оборудование, материалы и услуги подрядчиков конечная суммарная стоимость строительства новых скважин с использованием традиционной техники и технологии бурения настолько возрастает, что зачастую не окупается добываемой продукцией, и их бурение становится нерентабельным. Острота этой проблемы наблюдается не только на истощенных месторождениях, где скважины отличаются малыми суточными дебитами, но и при вводе в разработку новых месторождений в более сложных географических, климатических и горно-геологических условиях.
Вследствие того, что процессы бурения и капитального ремонта скважин являются самыми трудоемкими и дорогостоящими в общем цикле строительства и эксплуатации скважин, наиболее эффективным вариантом решения этой проблемы следует считать снижение их стоимости за счет разработки современной прогрессивной техники и технологии бурения скважин малого диаметра и ее широкого внедрения в практику. Отечественный и зарубежный промысловый опыт подтверждает целесообразность перехода на бурение скважин малого диаметра (с эксплуатационными колоннами диаметром 114 мм и менее), при котором не только снижаются финансовые затраты, но и повышается производительность работ при строительстве и капитальном ремонте скважин.
Однако приходится с сожалением констатировать, что бурение новых эксплуатационных скважин на месторождениях со сложными условиями по прежнему продолжается с использованием ранее принятой в рабочих проектах традиционной «тяжелой» конструкции с эксплуатационными колоннами диаметром 140, 146 или 168 мм. Такие «тяжелые» эксплуатационные колонны вызывают необходимость спуска и цементирования промежуточных колонн диаметром 245 мм и, соответственно, направлений диаметром 324 мм. При замене «тяжелой» эксплуатационной колонны на более легкую диаметром 114 мм с разработкой необходимых технологических решений, обеспечивающих высокое качество строительства скважин, появляется возможность значительно упростить (облегчить) типовую конструкцию скважин для многих месторождений Западной Сибири и получить при внедрении значительный экономический эффект.
Цель работы. Совершенствование технологии строительства скважин малого диаметра при общем значительном снижении затрат, обеспечивающих создание качественной крепи, высокой гидродинамической .сяязи продуктивного
пласта со скважинои при сохранении его Основные задачи исследований.
свойств.
БИБЛИОТЕК* I
1. Технико-технологическое обоснование бурения скважин малого диаметра в условиях Западной Сибири.
2. Разработка и совершенствование тампонажных материалов и составов на их основе для крепления скважин малого диаметра.
3. Разработка методики выбора технологии вторичного вскрытия в скважинах малого диаметра, учитывающей влияние первичного вскрытия. Проведение сравнительной оценки эффективности заканчивания скважин обычным и малым диаметрами.
4. Разработка не фильтрующейся жидкости перфорации на углеводородной основе, не изменяющей коллекторские свойства пласта.
5. Практическая реализация разработки при строительстве скважин и определение технико-экономической эффективности бурения скважин малого диаметра.
Научная новизна.
1. Впервые для условий цементирования скважин малого диаметра при малых кольцевых зазорах проведены аналитические исследования и выполнены гидравлические расчеты, учитывающие влияние структурной вязкости и динамического напряжения сдвига бурового и тампонажного растворов на гидравлические потери в кольцевом пространстве, что позволило определить рациональные значения реологических параметров тампонажных растворов. Исходя из теоретических предпосылок, определены основные направления исследований и получены тампонажные растворы нормальной и повышенной плотности с пониженными значениями реологических параметров, при которых возможно значительное снижение гидравлических сопротивлении или существенное повышение (в 2 раза и более) производительности при продавливании с одинаковыми гидравлическими потерями.
2. Для скважин малого диаметра предложена методика комплексной оценки эффективности их заканчивания, позволяющая подобрать такую технологию вторичного вскрытия, при которой потери продуктивности в сравнении со скважинами обычного диаметра минимальны или отсутствуют.
3. Впервые выполнена комплексная оценка и проведено сравнение эффективности технологий вскрытия в скважинах малого и обычного диаметров при различной степени загрязнения продуктивного пласта.
4. Установлено определяющее влияние на эффективность вторичного вскрытия технологии первичного вскрытия, а именно, состава бурового раствора и времени его контакта с продуктивным пластом.
5. Разработана методика выбора перфорационной жидкости, базирующаяся на принципе достижения максимально возможного коэффициента продуктивности в каждом конкретном случае. Разработаны рецептуры псевдопластичных перфорационных жидкостей с широким диапазоном изменения реологических и структурно-механических параметров.
Практическая значимость.
Реализованный комплекс технологий цементирования скважин и вторичного вскрытия продуктивных пластов позволил создать качественную крепь при строительстве скважин на Мыхлорском месторождении и высокую гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной. Данный комплекс включен в технологические проекты на строительство скважин малого диаметра.
1. Созданы новые рецептуры тампонажных растворов на основе суперпластификатора С-3 и стабилизатора Крепь-1, которые наряду со снижением вязкости системы обеспечивают стабильность и изолирующую способность растворов. При этом для цементирования продуктивной части разреза разработаны и предложены высокопрочные составы, а для цементирования остальной части скважины - сверхоблегченные растворы плотностью 1250 - 1400 кг/м3, содержащие микросферы.
2. Предложенная комплексная методика выбора технологии вторичного вскрытия в скважинах малого диаметра позволяет на любом месторождении за счет оптимизации параметров процесса получить максимально возможные дебеты, сравнимые с дебетами скважин обычного диаметра, обеспечивает быстрый выход скважин на режим и их стабильную работу при эксплуатации.
3. Разработаны и внедрены практически не фильтрующиеся в пласт составы на основе товарной нефти для глушения и перфорации скважин, сохраняющие коллекторские свойства пласта.
4. Разработанный комплекс технологий и материалов позволил снизить стоимость строительства скважин малого диаметра по сравнению с обычными скважинами в два раза.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на межотраслевой научной конференции "Комплексная технология и технические средства для заканчивания скважин с целью увеличения их продуктивности в 1,5 — 2 раза; технология, технологические средства и материалы для бурения и ремонта скважин в условиях АНПД" 20 - 24 мая 2002г. г. Анапа;
на семинарах ОАО "НПО "Бурение": "Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири" 12 апреля 2002г.; "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин" 18-21 февраля 2002г. г. Краснодар;
на совещаниях: "Пути повышения производительности скважин в процессе капитального и подземного ремонта - основные задачи интенсификации добычи газа" 26 февраля - 2 марта 2001г. п. Пангоды, на базе МГПУ ООО "Надымгаз-пром"; "Повышение эффективности использования фонда эксплуатационных скважин в НК "Роснефть" 4 июня - 8 июня 2001г. г. Анапа.
В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на совместном семинаре лабораторий крепления скважин, технологий и материалов для вторичного вскрытия, освоения и ремонта скважин ОАО "НПО "Бурение". Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ.
Объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 80 наименований, изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков, 46 таблиц и 3 страницы приложений.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
В первой главе рассмотрены конструкция и область применения скважин малого диаметра, а так же проведен анализ технических и технологических предпосылок для их бурения по следующим направлениям:
- основы ускорения и удешевления бурения скважин малого диаметра;
- изменение параметров режима бурения с уменьшением диаметра скважин;
- влияние диаметра долота на эффективность его работы;
- влияние уменьшения диаметров долота на продолжительность спуско-подъемных операций;
- влияние уменьшения диаметра долота на продолжительность прочих основных работ в бурении;
- влияние уменьшения диаметра долота на продолжительность непроизводительного времени.
Большой вклад в исследования и успешное решение проблем строительства скважин малого диаметра внесли С. И. Кувыкин, Н. И. Шацов, А. Б. Сулейманов, А. П. Смирнов, а также сотрудники ОАО "НПО "Бурение", ОАО "ТомскНИПИ-нефть", ОАО "БашНИПИнефть" и др.
На сегодняшний день улучшение качества заканчивания скважин является одной из приоритетных задач, стоящих в области строительства нефтяных и газовых скважин. В первой главе проанализированы причины, которые могут повлиять на эффективность заканчивания скважин малого диаметра, и намечены основные направления дальнейших исследований.
Переход на бурение скважин малого диаметра создает специфические условия для цементирования скважин, за счет этого к цементным растворам предъявляется ряд новых требований и, кроме того, ужесточаются некоторые требования к традиционно применяемым растворам.
Основное назначение цементирования, как известно, заключается в том, чтобы изолировать продуктивную часть разреза от водоносных горизонтов и предотвратить приток воды в скважину, а при наличии многопластовой залежи разделить также и нефтегазоносные пропластки. Другими важными функциями цементного кольца является закрепление обсадной колонны, поддержание ее в правильном положении и защита обсадных труб от коррозийного воздействия пластовых вод.
С учетом этих функций можно сформулировать следующие общие требования к цементным растворам.
Основное назначение цементирования - качественное разобщение пластов, при котором обеспечивается надежная изоляция продуктивной части разреза и отдельных пропластков в многопластовой залежи, создание прочной крепи и защита ее от коррозионного воздействия агрессивных сред.
К цементным растворам и к технологии цементирования скважин малого диаметра должны предъявляться следующие требования:
1. Цементный раствор должен быть седиментационно устойчивым, по срокам загустевания и схватывания, чтобы исключались проявления и перетоки в период ОЗЦ;
2. Формируемый цементный камень в узком кольцевом зазоре в продуктивной части разреза должен иметь повышенную в 1,5-2 раза прочность по сравнению с базовыми составами за счет снижения В/Ц до 0,4-0,45 и повышения плотности раствора;
3. Цементный раствор за счет его пластификации должен иметь пониженные значения структурной вязкости и предельного динамического напряжения сдвига для снижения гидравлических сопротивлений, достижения турбулентности, повышения скорости восходящего потока, обеспечения высокой степени вытеснения бурового раствора цементным в кольцевом пространстве;
4. Должно быть обеспечено надежное центрирование колонны в стволе скважины, а для очистки ствола перед цементным раствором следует закачивать буферную жидкость типа МБПМ, характеризуемого высокой глиноемкостью и моющей способностью.
Следует отметить, что для перекрытия интервала заданной высоты при цементировании скважин малого диаметра требуется меньше цементного раствора и продавочной жидкости. Это, с одной стороны, позволяет сократить время, необходимое для закачки и продавливания раствора, и, следовательно, применять растворы с более короткими сроками загустевания и схватывания, а, с другой стороны, повышает требования к цементу и цементному раствору в отношении гомогенности по составу.
Уменьшение сечения кольцевого пространства позволяет добиться высоких скоростей восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве, что, как известно, способствует более успешному проведению процесса. Повышение скорости сопровождается увеличением гидравлического сопротивления при продавливании цементного раствора в затрубное пространство, что требует применения цементных растворов с соответствующими реологическими свойствами. Необходимо также иметь в виду, что в скважинах малого диаметра цементный раствор значительно быстрее нагревается до температуры окружающей среды, чем в обычных скважинах.
При изыскании цементных растворов для цементирования скважин малого диаметра не следует стремиться к повышению скорости твердения раствора. Более целесообразно улучшать свойства, непосредственно связанные с тампонирующей способностью цементного раствора - непроницаемость, коррозийная стойкость, трещиностойкость. Скорость твердения и величина конечной прочности должны оставаться на достигнутом уровне или даже желательно снижение последней в пределах, обеспечивающих выполнение цементным кольцом его механических функций.
Таким образом, помимо общих требований, раствор для цементирования скважин малого диаметра должен удовлетворять повышенным требованиям в отношении гомогенности по составу, иметь более короткие сроки загустевания и схватывания, реологические характеристики, позволяющие снизить гидравличе-
ские сопротивления в затрубном пространстве, улучшенную в сравнении с традиционными растворами тампонирующую способность.
Одним из определяющих этапов заканчивания скважин является вторичное вскрытие пластов. Наибольшее распространение получило вскрытие посредством кумулятивной перфорации, так как этот способ имеет наилучшие технико-экономические показатели.
Целью вторичного вскрытия продуктивных пластов является не только образование гидродинамической связи пласта со скважиной через перфорационные каналы, но и преодоление тех негативных последствий, которые неизбежно возникают при осуществлении предшествующих операций. Продуктивность скважины самым непосредственным образом зависит от эффективности вскрьгтия пласта перфорацией, при этом необходимо уделить особое внимание методике вскрытия пласта, выбору типа перфоратора, плотности перфорации и промывочной жидкости. При выборе технологии вторичного вскрытия необходимо подобрать перфоратор, обеспечивающий совершенство вскрытия, учитывая при этом пластовое давление, пластовую температуру, мощность пропластков, качество цементирования, а также внутренний диаметр обсадной колонны и др.
На эффективность вскрытия продуктивных пластов перфорацией существенное влияние оказывают растворы, заполняющие скважину в интервале продуктивных пластов в процессе проведения прострелочных работ. Степень негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивный пласт определяется интенсивностью процессов самокольматации и принудительной кольмата-ции, возникающих при внедрении жидкостей в поровую среду продуктивного пласта и обусловленных, в частности, выпадением осадка неорганических солей, увеличением толщины пленки связанной воды на поверхности поровых каналов, набуханием глинистых минералов, застыванием парафина и другими явлениями.
Таким образом, при вторичном вскрытии необходимо уметь количественно учитывать влияние основных из перечисленных выше факторов и выбирать такую технологию, которая обеспечивала бы максимальную продуктивность скважины.
Во второй главе изложены результаты разработки составов тампонажных растворов и технологии цементирования скважин малого диаметра. Задача заключалась в создании тампонажных растворов с более низкими, чем у традиционно применяемымх цементных растворов, реологическими показателями.
Реологические параметры тампонажных растворов определялись на вискозиметре ВСН-3 при скоростях рабочего цилиндра 600, 400, 300 и 200 об/мин (скорость сдвига, соответственно, 628,419, 314 и 209 с"1).
Для снижения т) и т0 использовался пластификатор С-3. Сильное воздействие С-3 оказывает на динамическое напряжение сдвига. При его концентрации 0,3% динамическое напряжение сдвига т0 уменьшается с 8,6 Па до 0,53 Па, а при увеличении концентрации до 0,5% т0 практически равно нулю, и цементный раствор ведет себя как ньютоновская жидкость. При водоцементном отношении В/Ц = 0,4 характер воздействия пластификатора С-3 на цементный раствор не изменяется, но реологические параметры возрастают. С точки зрения снижения реологических параметров тампонажного раствора при В/Ц = 0,5 оптимальной дозировкой С-3 следует считать 0,3-0,5%; при В/Ц= 0,4 - 0,5-0,7%.
С целью повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов с пониженными значениями реологических параметров рекомендуется совместно с С-3 вводить в цементный раствор стабилизатор Крепь-1, разработанный ОАО НПО «Бурение».
При вводе стабилизатора реологические параметры тампонажного раствора увеличиваются, но они в целом ниже, чем у «чистого» необработанного цементного раствора. При В/Ц = 0,5, концентрации стабилизатора Крепь-1 - 0,5% и С-3 0,3-0,5% г) и т0 меньше, чем у исходного раствора и, соответственно, равны т|=31,0 - 27,5 мПа-с, т0 = 8,9-5,5 Па. При водоцементном отношении 0,4 максимальная дозировка Крепь-1 для стабилизации раствора равна 0,5%, С-3 - 0,5-0,8%.
Гидравлические сопротивления для обработанного тампонажного раствора в 3,0-3,5 раза ниже,' чем для «чистого» цементного раствора.
При дозировке С-3 0,5% и Крепь-1 - 1,0% водоотделение у раствора отсутствует, раствор стабилен, каналы не образуются даже при наклоне пробы под углом 45°. При В/Ц = 0,4 дня стабилизации раствора достаточна добавка Крепь-1 в количестве 0,5% от массы цемента.
Для увеличения сроков схватывания растворов вводится замедлитель -НТФ. Прочность цементного камня при совместном вводе С-3 и Крепь-1 практически не изменяется при одном и том же водоцементном отношении. При В/Ц = 0,4 суточная прочность при сжатии при температуре 75°С увеличивается на 70% против прочности цементного камня при В/Ц = 0,5 и составляет в среднем 37 МПа, при В/Ц = 0,5 - 22 МПа. Учитывая относительно малую толщину цементного кольца, в скважинах малого диаметра при цементировании продуктивных горизонтов следует применять растворы с пониженным В/Ц, которые дают камень повышенной прочности.
Как показали расчеты, коэффициент гидравлических сопротивлений X, а, следовательно, и потери давления в трубах, при В/Ц = 0,5 и добавке 0,3% С-3 уменьшается на 62%. В кольцевом пространстве уменьшение X более существенно - в 2,8 раза. При комбинированной обработке тампонажного раствора реагентами С-3 и Крепь-1 коэффициенты X в трубах и кольцевом пространстве снижаются на 50%. Более существенное уменьшение коэффициентов гидравлических сопротивлений X происходит для обработанных реагентами цементных растворов при В/Ц = 0,4.
Добавки С-3 также снижают реологические параметры сверхоблегченного раствора. При вводе стабилизатора Крепь-1 пластическая вязкость облегченного раствора увеличивается, и она выше, чем у тампонажного раствора нормальной плотности, за счет большего объема твердой фазы в облегченном растворе. При равных условиях потери давления в трубах и кольцевом пространстве для обработанного химреагентами сверхоблегченного раствора в 2,0-2,5 раза меньше, чем для цементного раствора без реагентов.
Для примера, при цементировании эксплуатационной колонны малого диаметра на Мыхлорском месторождении рекомендуется следующая рецептура тампонажного раствора.
Продуктивная часть + 100-150 м над ней: 1. ПЦТI или ПЦТII + 0,3 -0,5% С-3 + 0,5 -1,0% Крепь -1+0,05% пеногасителя; В/Ц =0,5; плотность раствора 18001820 кг/м3 или высокопрочный состав - ПЦТ I + 0,7-0,8% С-3 + 0,5 % Крепь -1 +
9
0,05% пеногасителя; В/Ц=0,4; плотность раствора 1900-1920 кг/м3. Остальная часть цементируемого интервала: сверхоблегченный раствор-смесь ПЦТI - микросферы + 0,5% С-3 + 1,0% Крепь -1 + 0,05% пеногасителя; В/С=0,7; плотность раствора 1250-1400 кг/м3.
Выполнены аналитические исследования по оценке влияния реологических свойств тампонажных растворов на изменение величины допустимого расхода жидкости при цементировании в период до перехода на ловлю момента «стоп». Исследования проведены применительно к условиям цементирования скважин малого диаметра на Мыхлорском месторождении. Для расчетов была принята скважина глубиной 2700 м по вертикали (2850 м по стволу), которая до отметок 1000м была обсажена 168-мм кондуктором, скважина была пробурена 139,7мм долотом при коэффициенте кавернозности 1,1 и использовании бурового раствора плотностью 1120 кг/м3. Структурная вязкость бурового раствора составляла 0,01 Па-с, а динамическое напряжение сдвига - 1 Па. Указанные растворы до обработки их пластификатором имели значения структурной вязкости 43,8; 96,5; 24,9 мПа-с и динамического напряжения сдвига 8,64; 30,2; 5,07 Па, а после обработки -34,4; 90,0; 18,0 мПа-с и 1,25; 13,7; 3,27 Па, соответственно.
В качестве критерия предотвращения гидроразрыва при цементировании исходили из условия, что градиент гидростатического давления столба жидкостей и гидродинамических потерь в кольцевом пространстве не должен превышать 0,95 величины давления гидроразрыва (поглощения) пород в интервале цементирования.
Методика гидравлических расчетов процесса цементирования включала определение конечного расхода в период до перехода на ловлю момента «стоп». Учитывались параметры скважины и реологические свойства растворов. По градиенту скорости восходящего потока определялся расход, после чего по значению обобщенного критерия Рейнольдса Яе' вычислялся коэффициент гидравлических сопротивлений. Затем по формуле Дарси-Вейсбаха вычисляли потери давления на каждом из участков кольцевого пространства и их сумму. Это позволило установить, удовлетворяется ли ранее заданное условие.
Анализ результатов исследований показал, что для условий цементирования скважин на Мыхлорском месторождении при применении тампонажных растворов плотностью 1420 и 1800 кг/м уменьшение структурной вязкости и динамического напряжения сдвига растворов приводит к тому, что при практически равных значениях гидравлических потерь расход увеличивается с 5,1 до 9,95 л/с, т.е. почти в 2 раза. Режим движения цементного раствора плотностью 1800 кг/м изменяется от структурного до турбулентного при соответствующем изменении обобщенного критерия Рейнольдса от 422 до 2401, что повышает полноту вытеснения бурового раствора цементным и улучшает качество цементирования скважин.
Третья глава диссертации посвящена разработке усовершенствованной технологии вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов в скважинах малого диаметра. Автором предлагается новый комплексный подход к выбору технологии вторичного вскрытия в скважинах малого диаметра. Он основан на разработанном ранее методе количественной оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия, который, в отличие от других методов, позволяет учитывать
ю
вертикальную составляющую потока, совместное влияние перфорации и зоны измененной проницаемости, определять коэффициент восстановления проницаемости пласта. Расчетные формулы, являющиеся базовыми в методике, были получены в работах Рябоконя С.А., Пенькова А.И., Кошелева В.Н., Бадовской В.И. Эффективность разработанных по этому методу технологий подтверждена практически на ряде месторождений для скважин обычного диаметра: время их выхода на режим составило 6-20 часов.
Количественная оценка эффективности вскрытия проводится по показателю ОП - отношение фактической продуктивности скважины к ее потенциальной продуктивности, который при стационарной фильтрации вычисляется по общеизвестной формуле:
ОП = А / (А + S) (1)
где А = ln(RK/Rc), Rc, Rk - радиус скважины и контура питания, соответственно, м; S - дополнительное сопротивление (скин-эффект) скважины, основные составляющие которого с определенной степенью точности могут быть получены теоретически. В методике не учитывается несовершенство скважины по степени вскрытия, т.е. предполагается, что пласт вскрыт бурением на всю толщину.
Влияние зоны с измененной проницаемостью - скин-эффект при первичном вскрытии - оценивается по формуле Ван-Эвердингена и Херста (Van-Everdingen, Hurst ):
S = S) = (1/ßj-l) ln(R]/ Rc) (2)
где Rr радиус проникновения фильтрата бурового раствора; ßi - коэффициент восстановления проницаемости пласта при воздействии бурового раствора.
Несовершенство скважины по характеру вскрытия (и потенциальные возможности перфораторов) учитывается величиной псевдоскин-эффекта перфорации, рассчитанного на основании полуаналитических зависимостей, полученных Каракасом и Тариком (Karakas, Tariq) и справедливых в диапазоне размеров перфорационных каналов, реально достигаемых современными перфораторами: Sn = Sni + Sn2 + Sn3, где Sni, Sn2, Sn3 - составляющие псевдоскин-эффекта перфорации, отражающие, соответственно, влияние потока на плоскости, вертикального потока и влияние скважины.
Совместное влияние зоны измененной проницаемости и перфорации - скин-эффект при вторичном вскрытии на депрессии - оценивается также по формуле, предложенной Каракасом и Тариком:
S = S2=S, + Sn/ß, (4)
Этот результат распространен на случай перфорации при наличии двух зон с измененной проницаемостью - скин-эффект при вторичном вскрытии на репрессии:
S = S3 = (1/ßrl) 1п(Яф/ Rc) + (l/ß2- 1/ß,) ln(R2/ Rc) + Sn/ß2 (5)
где Rф - радиус зоны проникновения жидкости перфорации; ß2 - коэффициент восстановления проницаемости пласта при воздействии жидкости перфорации; R2 - суммарный радиус зоны проникновения фильтрата бурового раствора и жидкости перфорации.
Для расчета величины ОП необходимо знать коэффициенты восстановления проницаемости и радиусы зоны проникновения жидкостей в пласт. Радиус зоны
11
проникновения фильтрата бурового раствора в пласт определяется по следующей формуле:
Я, =Яс (1+2УТ,/(ш Яс))0,5 (6)
где V - скорость фильтрации бурового раствора в пласт, м/с; Т1 - время контакта фильтрата бурового раствора с пластом, с; т - пористость пласта.
Суммарный радиус (Яг) зоны проникновения жидкостей при первичном и вторичном вскрытии определяется по формуле: Я2 = (Яф2 + Я)2 - Яс2 )0,5, где радиус проникновения жидкости перфорации (Яф) рассчитывается на основании решения нестационарной задачи о поршневом вытеснении одной вязкой жидкости другой без учета их диффузионного перемешивания.
В работах Пенькова А.И., Кошелева В.Н. получена аналитическая формула для расчета коэффициента восстановления проницаемости (р), проверенная экспериментально и обеспечивающая широкий диапазон применения предлагаемой методики. Коэффициент р зависит от проницаемости, пористости, глинистости пласта, депрессии при освоении, радиуса проникновения жидкости в пласт, ее динамического напряжения сдвига и специальных свойств жидкости: межфазного натяжения на границе жидкость-нефть, краевого угла смачивания и показателя увлажняющей способности.
Для предварительной разработки требований к технологии заканчивания выполнена сравнительная оценка ее эффективности в скважинах обычного и малого диаметров. При этом было установлено следующее. Наиболее эффективной технологией вторичного вскрытия при депрессии на пласт следует считать использование современных кумулятивных перфораторов, спускаемых на НКТ, при этом первичное вскрытие должно проводиться на буровом растворе, совместимом с пластом и обеспечивающем ОП >0,8, или должен применяться буровой раствор без учета его совместимости, но с минимальной глубиной проникновения его фильтрата в пласт, которая обеспечит выход каналов перфорации из зоны загрязнения.
Высокая эффективность вторичного вскрытия современными малогабаритными перфораторами, спускаемыми через НКТ, возможна только при удвоенной плотности перфорации (до 20 отв/м) и высокой эффективности первичного вскрытия (ОП>0,9), например, за счет применения нефильтрующихся буровых растворов или растворов на углеводородной основе.
Для перфорации при репрессии на пласт в скважинах малого диаметра используются кумулятивные перфораторы ПКС80, ПК073, КПР80, по потенциальным возможностям сравнимые с малогабаритными перфораторами. Но, как показано Гайворонским И.Н., перфорация на репрессии сводит на нет преимущество длинных перфорационных каналов из-за наличия зоны кольматации вокруг них.
Кроме того, радиус проникновения жидкостей после перфорации на репрессии значительно выше, чем при перфорации на депрессии, и имеется возможность дополнительного снижения проницаемости пласта за счет негативного влияния на него жидкости перфорации. Перфорация на репрессии в скважинах малого диаметра возможна лишь, когда при первичном и вторичном вскрытии применяются нефильтрующиеся растворы или растворы на углеводородной основе.
Выбор наиболее эффективной (с точки зрения совершенства вскрытия) технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов в скважинах малого диа-
метра осуществляется по следующей методике. В зависимости от диаметра скважины и минимального проходного-диаметра обсадной колонны (или НКТ) определяется круг перфораторов (а, следовательно, и способ перфорации), которые могут использоваться при вторичном вскрытии.
Предварительный отбор перфораторов проводится следующим образом: при заданном минимально допустимом времени контакта бурового раствора с пластом по формуле (6) вычисляется радиус проникновения его фильтрата в пласт; определяется интервал изменения глубины каналов в мишени, при котором их размер превышает радиус этой зоны; по стандартным характеристикам перфораторов, подбираются те, проходной диаметр которых соответствует конструкции скважины и глубина каналов которых находится в допустимом интервале.
Затем для пластов, наиболее чувствительных к воздействию буровых растворов (с минимальной проницаемостью и максимальной глинистостью) последовательно определяются: радиус проникновения фильтрата бурового раствора, как функция времени его контакта с пластом; коэффициент восстановления проницаемости при минимально допустимой депрессии; ОП после первичного и вторичного вскрытия с применением предварительно отобранных перфораторов. При этом оценивается величина ОП после вторичного вскрытия, как функция состава бурового раствора и депрессии при освоении. Полученные результаты сравниваются с аналогичными расчетами для базовой технологии вскрытия в скважинах обычного диаметра и выбирается новая технология, не уступающая по эффективности базовой.
Применение методики проиллюстрировано на примере Мыхлорского мест-рождения в пластах с проницаемостью 0,04мкм2, пористостью 0,17, глинистостью 0,1. Расчеты выполнены для скважин диаметром 112 и 146мм и предварительно отобранных для них перфораторов ПКТ54, Альфа-джег (А1). Базовая технология: долото диаметром 216мм, обсадная колонна диаметром 146мм (7,7мм), 2" НКТ, перфорация ПКТ89С с плотностью 12-14 отв/м, полимер-глинистый буровой раствор без добавления ПАВ и ингибиторов набухания глин. В обоих случаях перфорация ведется при депрессии на пласт с использованием сырой нефти в качестве перфорационной жидкости.
Было установлено, что через 10 суток радиус проникновения фильтрата бурового раствора превышает 0,5м, и ни один из выбранных перфораторов не сможет ее преодолеть. Кроме того, коэффициент восстановления проницаемости пласта при использовании бурового раствора без добавок через 10 суток снизится до 0,01-0,02, и скважина практически не будет работать. Негативное влияние бурового раствора без функциональных добавок сказывается на величине ОП после первичного вскрытия (ОП]). Уже через 3 суток ОП] снижается в 2 раза и с ростом времени контакта резко падает. Значения ОП! для скважин диаметром 112 и 146мм отличаются друг от друга незначительно. Введение функциональных добавок приводит к росту ОП! до 0,78-0,85 через 3 сут. и до 0,32-0,5 - через 10 сут.
Величина ОП после вторичного вскрытия (ОП2) может превышать ОП после первичного вскрытия, поскольку потенциальные возможности перфораторов ПКТ54 и Альфа-джет достаточно высоки (ОП=0,96 и ОП=1,1, соответственно). При использовании стандартного бурового раствора в скважине диаметром 112мм за счет вторичного вскрытия максимальный рост величины ОП2 наблюдался при
Т1=3сут. и составил 0,2 (от 0,4 до 0,6). Введение функциональных добавок не позволяет получить ОП2 выше 0,68 при Т| > Зсут. В скважинах диаметром до 140мм также используются только малогабаритные перфораторы, эффективность которых невысока. В скважинах с диаметром 146мм уже возможно применение полногабаритных перфораторов, и именно этот вариант, как наиболее эффективный, выбран для новой технологии.
Далее для скважин этого диаметра была выполнена оценка влияния наиболее значимых факторов на величину ОП2 после вторичного вскрытия. Даже при базовом буровом растворе и Т]=7сут. ОП2 > 0,5, и это в 2-5 раз выше, чем после первичного вскрытия. Рост ОП2 наблюдается только тогда, когда каналы находятся вне зоны, а затем происходит его резкое падение. Увеличение в этом случае депрессии при освоении до 14 МПа мало влияет на ОП2, если каналы вне зоны, и приводит к росту ОП2 в 5-10 раз, если каналы в зоне. Введение в буровой раствор ПАВ и ингибитора набухания глин повышает на порядок коэффициент восстановления проницаемости в зоне проникновения фильтрата бурового раствора, и тогда положение каналов относительно зоны не оказывает существенного влияния на конечное значение ОП2. Максимально эффективный вариант'- буровой раствор с ПАВ и ингибитором набухания глин при депрессии 14МПа. В этом случае в скважине диаметром 146мм после вторичного вскрытия перфоратором АЗ (13 отв/м) можно получить 0п2>0,9 при времени контакта бурового раствора с пластом до 10 сут. Такой же результат будет получен при замене перфоратора А1 на отечественный перфоратор ПКТ73 (12 отв/м), потенциальные возможности которых мало отличаются. Полученные для скважин диаметром 146мм результаты оценки эффективности вторичного вскрытия сравниваются с аналогичными результатами для базовой технологии (рис.1).
При этом можно сделать следующие выводы: минимальное снижение ОП2 для базового бурового раствора в скважине малого диаметра наблюдается при Т1 = 3-5сут.; базовая технология не эффективна при Т, >7 сут., а новая - при Т| >5 сут.; для бурового раствора с функциональными добавками эффективность новой технологии равна или выше базовой. Рис.1 наглядно показывает, как влияет технология первичного вскрытия на эффективность заканчивания и когда в скважинах малого диаметра следует использовать буровой раствор, максимально совместимый с породой продуктивного пласта.
Таким образом, вторичное вскрытие продуктивных пластов Мыхлорского месторождения в скважинах диаметром 146мм следует проводить при депрессии на пласт перфораторами Альфа-джет или ПКТ73 с плотностью перфорации 13 и 12 отв/м; депрессия при освоении должна быть 7-14 МПа; если используется базовый буровой раствор, время его контакта с пластом должно быть не более 4 суток; если в базовый буровой раствор введены ПАВ и ингибитор набухания глин, то время контакта может быть увеличено до 5-10 суток при 7 и 14 МПа, соответственно. По расчету для Мыхлорского месторождения эффективность после вторичного вскрытия в скважинах обычного диаметра ОП2 = 0,93 и малого диаметра - ОП2=0,82. В обоих случаях при практической реализации технологий на месторождении скважины введены в эксплуатацию фонтанным способом со средним дебитом безводной нефти 90 и 79 м3/сут, соответственно.
1,2 1,1 1
0.9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
(к-— 1 г 4 -- — - -
О
1 -■-
-
______ 1_______
ч
\
— А ~ \ - л _л ( Г""
—
I
8 9 10
Т1,сут
—112мм, ПКТ54 -К—146 мм, с ПАВ и инг -о—216мм, ПКТВ9С
-146ммДЛ
- 146мм, с ПАВ и инг.,14МПа
Рис.1. ОП после вторичного вскрытия по базовой и новой (146мм) технологиям в зависимости от состава бурового раствора и времени его контакта с пластом.
Четвертая глава посвящена разработке состава и исследованию свойств технологической жидкости для перфорации скважин малого диаметра, позволяющей полностью сохранить коллекторские свойства продуктивного (нефтена-сыщенного) пласта. Предварительно проведен анализ применяемых в настоящее время технологических жидкостей, выявлены их достоинства и недостатки и определены требования к перфорационной жидкости. Загрязнение продуктивного пласта можно предотвратить или свести к минимуму в следующих случаях: перфорировать при депрессии на пласт; вскрывать пласт при репрессии, но при этом применять нефильтрующиеся жидкости или системы, нейтральные по отношению к пласту, с тщательной очисткой ствола скважины и перфорационной жидкости.
В связи с этим жидкости для вторичного вскрытия должны соответствовать следующим общим и специфическим требованиям:
- обеспечивать необходимое противодавление на пласт;
- обладать хорошей прокачиваемостью;
- сохранять технологические свойства в течение времени, достаточного для выполнения необходимых работ;
- легко удаляться с забоя и из пласта в процессе освоения скважины; специфические требования для нейтральных жидкостей
- иметь углеводородную или водную основу с введением необходимых функциональных добавок;
- не содержать более 0,01% твердых частиц; специфические требования для нефильтрующейся жидкости
- иметь низкий коэффициент инфильтрации в пласт за счет регулирования реологических характеристик или (и) содержания легкорастворимых в слабокислых растворах наполнителей;
- легко поддаваться разрушающему и размывающему действию рабочих растворов, используемых при освоении скважин.
Поскольку одной из важнейших областей применения скважин малого диаметра является бурение разведочных скважин, ведущееся в сложных условиях, при ограниченных возможностях завоза специальных реагентов, наиболее рациональным следует считать использование технологических жидкостей на основе природных углеводородов (нефти и газового конденсата). В качестве главного направления была выбрана разработка углеводородных перфорационных составов плотностью до 1,2 г/см3 с широким диапазоном изменения реологических характеристик и низкой инфильтрацией в пласт.
Исходными материалами для разработки перфорационного состава служили товарная нефть Мыхлорского месторождения, дизельное топливо и следующие химреагенты: эмультал, нефтехим, нафтенат натрия, представляющий собой техническую смесь натриевых солей нафтеновых (нефтяных) кислот, получаемую при переработке щелочных отходов после защелачивания прямогонных дистиллятов дизельного топлива, керосина, и кубовые остатки производства синтетических жирных кислот. Для них подбирались гелеобразователи, способные давать системы с псевдопластичными свойствами.
Все растворы готовились с различным соотношением и концентрацией компонентов и исследовались по единой методике. При этом определялись вязкостные и реологические показатели, скорость фильтрации, термостабильность и проводилась оценка влияния приготовленных растворов на коллекторские свойства пласта. При определении реологических характеристик установлено, что поведение систем подчиняется степенному закону с двумя участками изменения показателей п и К - показатель поведения потока и коэффициент консистентности, соответственно. Точка перехода - при скорости сдвига 82 с'1.
Были исследованы гелеобразователи различных типов, выбор которых позволил бы получить системы с различной степенью псевдопластичности; величина показателя поведения потока п может регулироваться в интервале от 0,2 до 0,7. Оптимальная концентрация гелеобразователя в каждом конкретном случае подбиралась лабораторно и в дальнейшем не изменялась. Псевдопластичные жидкости имеют низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерных для течения в трубах, и высокую вязкость при низких скоростях сдвига, соответствующих течению жидкости в пласте.
Эффективная вязкость разработанных составов при / = 60°С изменяется от 50 до 200 мПа-с при высоких скоростях сдвига, и от 100 до 600 мПа-с - при низких. Термостабильность систем в зависимости от типа гелеобразователя изменяется от 50 - 60°С до 100 °С.
Для определения фильтрационных характеристик разработанных составов проводились исследования по стандартной методике АНИ с использованием фильтр-пресса высокой температуры /высокого давления. При температуре ниже 80°С и при репрессии 4МПа фильтратоотдача не превышает 3 см3/30 мин, а при 100 °С составляет 15 см3/ЗОмин.
Влияние разработанного состава на коллекторские свойства пласта изучалось экспериментально на модифицированной установке УИПК-1М с использованием песчаных кернов с 10% -ным содержанием глин. По экспериментальным данным определялись радиус проникновения жидкости, средний коэффициент восстановления проницаемости и показатель ОП, характеризующий степень снижения потенциальной продуктивности скважин, который во всех случаях изменялся в пределах от 96 до 99%.
Разработанные жидкости можно применять для перфорации и глушения скважин в различных геолого-технических условиях. Использование этих систем в низкопроницаемых коллекторах практически исключает их проникновение в пласт. Для продуктивных пластов месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокими проницаемостями, предусмотрено введение кислотораство-римого кольматанта, с помощью которого создается легко удаляемая при освоении плотная корка, предотвращающая поглощения. Введение кислоторастворимо-го кольматанта позволяет так же регулировать плотность системы на углеводородной основе от 0,75-0,8 до 1,1-1,2 г/см3 без потери технологических свойств. Рекомендуется применять указанную систему в малых объемах в сочетании с обычно используемыми водными растворами солей, перекрывая углеводородным составом только интервал перфорации и вышележащую зону на 200-250 м.
Пятая глава посвящена практическому применению разработанных технологических решений при опытном строительстве эксплуатационных скважин малого диаметра на Мыхлорском месторождении. В условиях недостаточной обустроенности этого месторождения (отсутствие электроэнергии и дорог в весенне-летний период) и в целях его ускоренного освоения было решено в экспериментальном порядке пробурить три скважины малого диаметра с использованием следующей конструкции:
- направление - диаметром 245 мм - на глубину 30 м;
- кондуктор - диаметром 168,3 мм - на глубину 800 м;
- эксплуатационная колонна-диаметром 114 мм - на глубину 2800 м.
У данной конструкции металлоемкость в 1,5 раза ниже, чем у традиционно применяемой. Кроме того, при ее использовании значительно сокращается объем промывочной жидкости для бурения под эксплуатационную колонну, а, следовательно, и количество реагентов для приготовления растворов.
При наличии географических особенностей района буровых работ и специфики рельефа местности целесообразно использовать способ наклонно - направленного бурения экспериментальных скважин, который позволяет минимизировать площадь рекультивируемых земель и тем самым существенно сократить расходы на строительство скважин.
Для скважин малого диаметра предлагается использовать "легкие" буровые установки грузоподъемностью до 100т, в частности, АРБ-100 (смонтирована на шасси автомобиля БАЗ-69094), выпускаемую на Кунгурском машиностроительном заводе. Для создания более эффективных и работоспособных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) рекомендуется применять усовершенствованные малогабаритные винтовые забойные двигатели диаметром от 42 до 127 мм типа Д-106 и ДР-127.
Бурение на Мыхлорском месторождении трех экспериментальных наклонно-направленных скважин (№№ 11-13) с помощью буровой установки АРБ-100 выполнено в соответствии с разработанной технико-технологической программой проводки стволов принятого расчетного профиля. В пятой главе кратко изложены основные способы и режимы выполнения технологических операций в процессе углубления, состав и характеристики промывочных жидкостей.
Для приготовления буровых растворов использовались мобильные блоки (БПР-1 или БПР-2), включающие в себя стандартные гидросмесители, обвязанные со шламовыми (6Ш8-2) или бессальниковыми насосами, а для очистки - облегченная циркуляционная система (ЦС), в состав которой входят вибросито (ВС-1), пескоотделитель (ИГ-45 М) и илоотделитель (ИГ-45/75), центрифуга (ОГШ-32 или ОГШ-35), механические перемешиватели (ПЛ1-У2), диспергатор, емкость для хранения жидких химреагентов и дегазатор (ДВС-2). Универсальность, высокая производительность и транспортабельность этого оборудования обеспечила полное решение проблемы приготовления, обработки и очистки бурового раствора.
Из-за низкого значения градиента давления гидроразрыва (0,016 МПа/м) цементирование эксплуатационных колонн экспериментальных скважин малого диаметра проводилось в две ступени. Для цементирования использовались следующие специально разработанные составы.
1. Продуктивная часть + 100-150 м выше нее: 1. ПЦТ I или ПЦТII + 0,3 -0,5% С-3 + 0,5 -1,0% Крепь -1+0,05% пеногасителя; В/Ц =0,5; плотность раствора 1800-1820 кг/м3.
2. Высокопрочный состав - ПЦТ I + 0,7-0,8% С-3 + 0,5 % Крепь -1 + 0,05% пеногасителя, В/Ц=0,4; плотность раствора 1900-1920 кг/м3. Остальная часть цементируемого интервала: сверхоблегченный раствор-смесь ПЦТ I - микросферы + 0,5% С-3 + 1,0% Крепь -1 + 0,05% пеногасителя; В/С=0,7; плотность раствора 1250-1400 кг/м3.
Вторичное вскрытие продуктивных пластов проводилось при депрессии на пласт перфораторами Альфа-джет (Alpha-Jet) 33/8" с плотностью перфорации 13отв./м в углеводородной среде (сырая нефть). Поскольку необходимо было проверить поведение разработанных загущенных углеводородных систем в реальных условиях, при перфорации на одной из скважин использовали пачку загущенной нефти. Начальная депрессия при освоении 5-6 МПа, максимальная - 15 МПа. Сравнение с альтернативными технологиями вторичного вскрытия показало, что выбранная технология является наиболее эффективной. В результате применения разработанной технологии заканчивая™ на экспериментальных скважинах малого диаметра Мыхлорского месторождения было отмечено высокое качество работ на всех его этапах, и скважины введены в эксплуатацию фонтанным способом со средним дебитом 72 м3/сут безводной нефти.
Выполнен сравнительный анализ технико-экономических показателей с использованием фактических данных по результатам бурения двух скважин малого диаметра (№№ 11 и 12 Мыхлорского месторождения) и одной скважины с традиционной «тяжелой» конструкцией (№ 42 Руфь-Еганского месторождения), пробуренных в идентичных геолого-технических условиях. Все три скважины добывающие с наклонно-направленными стволами при средней глубине 2800 м.
Основное отличие между сравниваемыми скважинами состоит в том, что в экспериментальных скважинах № 11 и 12 вместо традиционно применяемой эксплуатационной колонны диаметром 146 мм были запроектированы, спущены и зацементированы колонны диаметром 114 мм, что, в свою очередь, обусловило возможность использовать в этих скважинах уменьшенные диаметры направлений и кондукторов (245 мм вместо 324 мм и 168 мм вместо 245 мм, соответственно). В результате этого металлоемкость конструкций данных скважин снизилась почти в полтора раза в сравнении со скважиной № 42.
Анализ фактического баланса календарного времени бурения (см. табл.1) по сравниваемым скважинам свидетельствует о явном преимуществе технологии проводки скважин малого диаметра при производстве буровых работ (механическое бурение, спуско-подъемные операции, наращивание бурильного инструмента и др.). Почти в два раза возросла механическая скорость бурения в скв. №11, а в скв. № 12 - даже в три раза при одновременном двукратном сокращении затрат времени на спуско-подъемные операции (СПО) и наращивание за счет использования долот уменьшенного диаметра и облегченного бурильного инструмента (бурильные трубы диаметром 89 мм вместо традиционно применяемых диаметром 127 мм).
Таблица 1
Баланс календарного времени бурения по сравниваемым скважинам (в %% от общего времени бурения)
Наименование работ №№ скважин
И 12 42
Общее календарное время бурения, % 100 100 100
буровые работы - всего 32,8 19,2 49,7
из них: - механическое бурение 12,0 6,9 21,3
- СПО и наращивание 20,8 12,3 28,4
крепление 11,7 5,9 11,6
подготовительно- вспомогательные работы 38,2 25,1 37,4
Одновременно с облегчением конструкции скважины № 12 затраты времени на ее крепление также снижены в два раза, что указывает на существенные потенциальные возможности принятой технологии крепления.
Значительные затраты времени на выполнение ремонтных работ при проводке экспериментальных скважин (17,3% и 49,8% в скв. 11 и 12,соответственно) обусловлены, в основном, многочисленными неполадками в работе бурового оборудования и главного двигателя для привода буровой установки АРБ-100 по причине заводских конструктивных недоработок завода-изготовителя.
О целесообразности расширения объемов внедрения техники и технологии бурения скважин малого диаметра свидетельствует также и краткий анализ материальных и финансовых затрат на строительство сравниваемых скважин (см. рис.2 и табл.2).
Таблица 2
Материально-финансовые затраты на строительство скважин (в %% от общей стоимости буровых работ)
Наименование основных затрат №№ скважин
11 12 42
тыс. руб. % тыс. руб. % тыс. руб. %
Общая стоимость строительства скважины 6962,3 100 7892,4 100 13139 100
в том числе: бурение и крепление (включая материалы) 5008,7 71,9 5598,3 70,9 8104,9 61,7
обсадные трубы 1030 14,8 1027,2 13,1 1996,3 15,2
транспортные расходы 13,1 0,2 42,2 0,5 169,5 1,3
услуги сторонних организаций (геофизика, тампонаж) 910,5 13,1 1224,7 15,5 2867,9 21,8
Рис.3. Сравнительные гистограммы материально-финансовых затрат на строительство скважин на Мыхлорском и Руфь-Еганском месторождениях.
Скважина №11 Мыхлорского месторождения.
71,9
Скважина №12 Мыхлорского месторождения.
70,9
Скважина №42 Руфь-Еганского месторождения.
61,7
И Работы по бурению и креплению (включая материалы) В Обсадные трубы □ Транспортные расходы 0 Услуги сторонних организаций
Рис.2. Основные статьи затрат (в %%) при строительстве скважин на Мыхлорском и Руфь-Еганском месторождениях.
Наибольшая экономия затрат отмечается в области транспортных расходов (в 4 - 10 раз и более) и оплаты услуг сторонних организаций, таких, как геофизические, тампонажные и другие вспомогательные предприятия и службы (в 2-3 раза).
Прежде всего, обращает на себя внимание снижение почти в два раза общей стоимости строительства каждой скважины малого диаметра в сравнении с традиционными конструкциями скважин (см. рис.3) при одинаковых глубинах и идентичных геологических характеристиках разрезов скважин. Аналогичное соотношение затрат наблюдается по всем основным статьям материально-технических и финансовых расходов, включая комплекс работ по бурению и креплению. Расходы на материалы в среднем снижены в 1,5 раза, на обсадные трубы - почти в два раза.
В дополнение к вышеперечисленным преимуществам технологии бурения скважин малого диаметра открываются реальные возможности «возрождения» истощенных нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки. Для этого в скважинах, которые законсервированы, простаивают по тем или иным причинам, или являются нерентабельными, в интервале продуктивной зоны рекомендуется бурение вторых (боковых) стволов, включая горизонтальные участки.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Аналитическими Исследованиями и гидравлическими расчетами процесса цементирования скважин малого диаметра установлено, что для достижения качественного разобщения пластов, исключения гидроразрыва и поглощения жидкостей необходимо создать новые рецептуры тампонаж-ных растворов с более низкими значениями реологических параметров, соответствующими приведенным в диссертации, по сравнению с аналогичными характеристиками базовых растворов, что позволит повысить скорость восходящего потока в кольцевом пространстве при турбулентном его движении, обеспечить высокую степень вытеснения бурового раствора цементным.
2. Для цементирования скважин малого диаметра созданы новые рецептуры тампонажных растворов нормальной, повышенной плотности и сверхоблегченные на основе бездобавочного цемента, микросфер с использованием суперпластификатора С-3 и стабилизатора Крепь-1. Составы имеют высокую растекаемость, низкий водоотстой, седиментационно устойчивы, отвечают требованиям по срокам загустевания и схватывания, характеризуются невысокими значениями реологических параметров, позволяющих вести процесс при расходах, в 2-3 раза превышающих предельные расходы при использовании базовых растворов.
3. Подобрана теоретически обоснованная и практически проверенная методика оценки эффективности технологий заканчивания скважин, которая,
в отличие от других, позволяет учитывать вертикальную составляющую потока, совместное влияние перфорации и зоны измененной проницаемости, определять коэффициент восстановления проницаемости пласта.
4. Разработана методика выбора технологии вторичного вскрытия нефтена-сыщенных пластов в скважинах малого диаметра с минимальными потерями продуктивности в сравнении с базовой технологией вскрытия в скважинах обычного диаметра.
5. Сформулированы общие рекомендации по выбору технологии заканчи-вания скважин малого диаметра: перфорацию проводить при депрессии на пласт перфораторами, обеспечивающими совершенство вскрытия при минимальном числе спусков, обязательно учитывать влияние технологии первичного вскрытия на коллекторские свойства пласта и при необходимости изменять ее.
6. Разработана и внедрена перфорационная жидкость с псевдопластичными свойствами на основе сырой нефти, полностью сохраняющая коллекторские свойства пласта.
7. Установлено, что малогабаритные буровые установки, предназначенные для забуривания вторых стволов, могут эффективно использоваться при строительстве скважин малого диаметра на малоизученных месторождениях Западной Сибири.
8. Разработанная и примененная на Мыхлорском месторождении технология заканчивания скважин в 2 раза дешевле базовой. Экономический эффект на трех скважинах малого диаметра превысил 24 млн. руб.
Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Рябоконь С.А., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Технико-технологическая и экономическая целесообразность строительства скважин малого диаметра // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №7. - С.80-91.
2. Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Опыт бурения скважин малого диаметра с применением буровой установки АРБ-100 на Мыхлорском месторождении // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №7. - С.133-143.
3. Новохатский Д.Р., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Новые тампонажные составы для цементирования скважин малого диаметра // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8. - С.73-86.
4. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Влияние реологических свойств тампонажных растворов на технологию цементирования скважин малого диаметра // Сб. трудов НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8. -С.92-108.
5. Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Бояркин A.A., Ламосов М.Е., Мартынов Б.А. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки // Сб. трудов НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8. - С.199-206.
6. Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Основы ускорения и удешевления бурения скважин малого диаметра // Сб. трудов НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8. -С.265-270.
* 18 1 77
2£214
:идкос§ ^ (^
7. Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Бояркин А.А. Технологическая жидко»
на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть - № 10,2002,- С.20-21.
8. Новохатский Д.Ф., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Тампонажные растворы для цементирования скважин малого диаметра // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - № 9,2002.- С.36-40.
9. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Скважины малого диаметра. Часть I. Сравнение эффективности технологий вскрытия неф-тенасыщенных пластов скважинами малого и обычного диаметров // Интервал -№8,2002,- С.51-55.
10. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Шафраник С.К., Косилов А.Ф. Скважины малого диаметра. Часть 2. Выбор наиболее эффективной технологии вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов // Интервал - № 8, 2002,- С.56-59.
Кубанский государственный университет 350040 г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149. Типография КубГУ 350023 г. Краснодар ул. Октябрьская 25. Заказ № 264 Тираж 100 .
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Косилов, Александр Федорович
Введение.
1. Технические и технологические предпосылки к бурению скважин малого диаметра.
1.1 Область применения скважин малого диаметра.
1.2 Конструкция скважин малого диаметра.
1.3 Технические и технологические предпосылки к бурению скважин малого диаметра.
1.3.1. Основы ускорения и удешевления бурения скважин малого диаметра.
1.3.2. Изменение параметров режима бурения с уменьшением диаметра скважин.
1.3.3. Влияние диаметра долота на эффективность его работы.
1.3.4. Влияние уменьшения диаметров долота на продолжительность спуско-подъемных операций.
1.3.5. Влияние уменьшения диаметра долота на продолжительность прочих основных работ в бурении.
1.3.6. Влияние уменьшения диаметра долота на продолжительность непроизводительного времени.
1.4. Выбор направления исследования.
2. Разработка технических решений, обеспечивающих повышение качества крепления скважин малого диаметра.
2.1. Тампонажные растворы для цементирования скважин малого диаметра.
2.2. Влияние реологических свойств тампонажных растворов на технологию цементирования скважин малого диаметра.
3. Разработка усовершенствованной технологии вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов в скважинах малого диаметра.
3.1. Основные расчетные формулы для оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия.
3.2. Сравнение эффективности технологий вскрытия нефтена-сыщенных пластов скважинами малого и обычного диаметров.
3.2.1. Оценка влияния технологий первичного вскрытия.
3.2.2. Сравнение эффективности технологий вторичного
• вскрытия.
3.3. Выбор наиболее эффективной технологии вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов.
4. Разработка жидкости перфорации на углеводородной основе, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
4.1. Анализ применяемых в настоящее время технологических жидкостей на основе нефти.
4.2. Выбор параметров жидкости перфорации.
4.3. Изучение реологических свойств жидкости перфорации.
4.4. Изучение фильтрации жидкости перфорации.
4.5. Изучение термостабильности разработанных систем.
4.6. Исследование влияния жидкости перфорации на основе нефти на коллекторские свойства продуктивных пластов.
5. Внедрение технологии строительства скважин малого диаметра на месторождениях Западной Сибири.
5.1. Опыт строительства скважин малого диаметра.
5.2. Внедрение новых технологических решений при строительстве скважин малого диаметра на Мыхлорском месторождении.
5.3. Экономическая эффективность внедрения новой технологии строительства скважин малого диаметра.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка комплекса технологических решений повышения качества заканчивания скважин малого диаметра"
В современных условиях ограниченного финансирования отечественной нефтегазовой отрасли поддержание достигнутого уровня добычи нефти и газа возможно лишь за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, а также посредством интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малодебитные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки.
Потенциальные возможности старых скважин могут быть реанимированы путем использования новых современных технологий ремонтно-изоляционных работ в обводнившихся продуктивных пластах, а также увеличения количества капитальных ремонтов скважин с использованием технологии бурения вторых (боковых) стволов из эксплуатационных колонн с целью вскрытия новых продуктивных участков залежи.
С учетом постоянного роста цен на энергоносители, оборудование, материалы и услуги соисполнителей — подрядчиков конечная суммарная стоимость строительства новых скважин с использованием традиционной техники и технологии бурения настолько возрастает, что зачастую не окупается добываемой продукцией и бурение таких скважин становится не рентабельным. Острота этой проблемы наблюдается не только при бурении скважин на старых разрабатываемых истощенных месторождениях, где скважины отличаются малыми суточными дебитами, но и при вводе в разработку новых месторождений, когда значительное удорожание бурения разведочных скважин обусловлено большими дополнительными затратами материально-технических средств и времени вследствие более тяжелых географических, климатических и сложных горно-геологических условий бурения.
Вследствие того, что процессы бурения и капитального ремонта скважин являются наиболее трудоемкими и дорогостоящими в общем цикле строительства и эксплуатации скважин, наибольшие возможности решения проблемы следует связывать со снижением стоимости этих работ за счет расширения объемов внедрения современной прогрессивной техники и технологии бурения скважин малого диаметра. Об этом свидетельствует отечественный и зарубежный промысловый опыт, который убедительно подтверждает необходимость перехода на бурение скважин малого диаметра (с эксплуатационными колоннами диаметром 114 мм и менее), что во многом позволит снизить финансовые затраты и повысить производительность работ при строительстве и капитальном ремонте скважин.
Экономическая и технологическая целесообразность бурения скважин малого диаметра не вызывает сомнения, в первую очередь, в районах Западной Сибири, где многие месторождения в настоящее время находятся в стадии интенсивной разработки, при которой скважины эксплуатируются с малыми дебитами нефти. В этой связи, совершенно очевидно, что вполне нормальная эксплуатация скважин в условиях массового снижения их дебитов может быть успешно обеспечена при использовании эксплуатационных колонн диаметром 114 мм и менее, вместо обычно применяемых в широкой промысловой практике колонн диаметром 146 или 168 мм. Это открывает возможность и целесообразность упрощения (облегчения) конструкций вновь строящихся скважин на таких месторождениях не только Западной Сибири, но и в других регионах с аналогичными геолого-техническими условиями.
Несмотря на это, приходится с сожалением констатировать, что бурение новых эксплуатационных скважин на таких месторождениях в настоящее время продолжается с использованием ранее принятой в рабочих проектах традиционной конструкции, которая является сравнительно «тяжелой» и дорогостоящей для этих условий эксплуатации, так как предусматривает применение эксплуатационных колонн диаметром до 168 мм.
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Косилов, Александр Федорович
Выводы
1. Проведен анализ технологических жидкостей на углеводородной основе применяемых в настоящее время при бурении, ремонте и перфорации скважин.
2. Разработана методика выбора перфорационной жидкости, базирующаяся на принципе достижения максимально возможного значения ОП в каждом конкретном случае.
3. Подобран загуститель для товарной нефти Мыхлорского месторождения.
4. Подобраны гелеобразователи, обеспечивающие псевдопластичные свойства жидкости, и на их основе разработаны технологические составы для перфорации скважин.
5. Установлено соотношение загустителя и гелеобразователя для получения качественных псевдопластичных составов, у которых показатель поведения потока равен п = 0,3 - 054, а коэффициент консистентности к = 14-46,3.
6. Изучена зависимость эффективной вязкости разработанных углеводородных систем от концентрации загустителя на высоких и низких скоростях сдвига.
7. Изучена фильтрация и термостабильность разработанных систем.
8. Проведены исследования влияния жидкости перфорации на основе нефти на коллекторские свойства продуктивных пластов, и установлено, что разработанные составы не вызывают ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, в отличие от обычно применяемых для этих целей солевых растворов на основе солей хлорида натрия и кальция, использование которых ведет к снижению ОП на 2040%.
Влияние разработанных составов на коллеткорские свойства
Исследуемая Плотность Проницаемость Тип керново- ОП жидкость раствора, керн, материала, го материала г/см3 мД
Дистиллированная вода 1,0 60 песчаный 0,90 глинистый 0,84
Глинистый раствор 1,35 60 песчаный 0,44 глинистый 0,31
Раствор NaCl 1,1 60 песчаный 0,75 глинистый 0,74
Раствор СаСЬ 1Д 60 песчаный 0,69 глинистый 0,61
Состав 1 0,85 60 песчаный 1 глинистый 0,99
Состав 2 0,85 60 песчаный 0,99 глинистый 0,99
Состав 3 0,85 60 песчаный 0,99 глинистый 0,97
Состав 1 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый 0,98
Состав 2 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый 0,98
Состав 3 0,85 250 песчаный 0,99 глинистый | 0,96
5. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ
СИБИРИ
5.1. Опыт строительства скважин малого диаметра
Как указывалось в предыдущих главах, в качестве одного из вариантов может быть представлена следующая конструкция скважины [25]: направление диаметром 245 мм на глубину 20 м (вместо труб диаметром 324 мм), техническая колонна диаметром 168 мм на глубину 1200 м (вместо труб диаметром 245 мм ) и эксплуатационная колонна диаметром 114 мм, спускаемая в виде «хвостовика» в интервале 1100-2500 м (вместо эксплуатационной колонны диаметром 146 мм до глубины 2500 м).
Приведенный вариант упрощенной конструкции позволит сократить расход металла обсадных труб в 1,5 раза. Одновременно с этим, за счет применения долот меньшего размера, снижается объем ствола скважины и, соответственно, объем потребного бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну в 2,3 раза при значительном сокращении расхода химреагентов и других материалов для приготовления растворов. С учетом перечисленных и ряда других факторов, в результате такого упрощения конструкции скважины представляется возможным снизить общую стоимость строительства скважины почти в два раза в сравнении с более «тяжелой» традиционной конструкцией.
Следует отметить, что ряд ограничений геологического и технико-технологического плана, которые в той или иной степени препятствовали широкому применению технологии бурения скважин малого диаметра и были обусловлены несовершенством технических средств и технологических приемов, в настоящее время успешно преодолены; в том числе, опровергнуто необоснованное мнение о том, что в скважинах малого диаметра возможно значительное снижение величины дебитов за счет уменьшения диаметра эксплуатационной колонны.
Исследования и расчеты специалистов показали, что уменьшение диаметра эксплуатационной колонны со 146 до 114 мм потенциально может обусловить снижение дебита скважины лишь до 4%, а при переходе от эксплуатационной колонны диаметром 168 мм на колонну диаметром 89 мм (то есть почти двукратное уменьшение диаметра), дебит скважины может снизиться не более, чем на 8% [27]. Несомненно, что такое незначительное снижение дебитов в скважинах малого диаметра в полной мере и гарантированно компенсируется сокращением финансовых и материально-технических затрат на строительство таких скважин.
Экономическая эффективность использования техники и технологии бурения скважин малого диаметра прослеживается не только за счет облегчения конструкции скважин, но и существенно увеличивается при выполнении работ на других этапах их строительства и эксплуатации.
Поскольку общий вес каждой обсадной колонны при облегченных вариантах конструкций снижается ориентировочно в 1,5 раза, так же, как и вес бурильной колонны уменьшенного диаметра (до 89 мм вместо 127 мм), то для бурения таких скважин представляется возможным использовать «легкие» буровые установки грузоподъемностью на крюке до 100 тн (например, БУ-75 или АРБ-100 вместо тяжелых установок БУ-3000 и др.), отличающиеся более низкой стоимостью комплекта бурового оборудования и минимальными сроками строительно-монтажных (и демонтажных) работ на точке бурения при значительном сокращении площади арендуемых земель, подлежащих рекультивации после окончания бурения скважины. В дополнение к этому, отмечается закономерное снижение как энергетических так и амортизационных затрат в процессе эксплуатации оборудования.
К числу положительных факторов следует отнести и то обстоятельство, что технические характеристики «легких» буровых установок в условиях использования бурильного инструмента уменьшенного диаметра обеспечивают ускорение времени спуско-подъемных операций до 20% в процессе бурения скважины, а применение усовершенствованных долот малого диаметра в сочетании с новыми конструкциями малогабаритных винтовых забойных двигателей позволяет существенно увеличить механическую скорость бурения.
Для реализации этих потенциальных возможностей в СКВ «Доломит» разработаны и изготавливаются малогабаритные долота диаметром от 117 до 165 мм с усовершенствованной конструкцией опоры и усиленным вооружением шарошек, которые способны обеспечить рост проходки на долото в 5-7 раз при одновременном увеличении механической скорости бурения в 2-2,5 раза в сравнении с долотами других отечественных заводов — изготовителей [5].
Кроме этого, для создания более эффективных и работоспособных компоновок низа бурильной колонны (КНБК) при бурении скважин малого диаметра, разработаны и нашли практическое применение усовершенствованные малогабаритные винтовые забойные двигатели диаметром от 42 до 127 мм типа Д-106 и ДР-127 [63].
К числу основных факторов, которые в настоящее время сдерживают расширение объемов бурения скважин малого диаметра в регионах массового бурения, помимо дефицита отечественного высокопрочного бурильного инструмента уменьшенного диаметра (89 мм и менее), относится сложность, а порой и невозможность адаптации традиционно применяемых на местах буровых растворов к специфическим особенностям бурения и крепления скважин в условиях малых кольцевых зазоров, когда закономерно возрастающие гидродинамические сопротивления приводят к возникновению осложнений в виде гидроразрывов проницаемых пластов и интенсивных поглощений буровых растворов.
В этих условиях возникновение высоких гидродинамических давлений, как правило, обусловлено повышенной величиной вязкости традиционных буровых растворов при высоких скоростях сдвига, а также недостаточной несущей и удерживающей их способности для удаления выбуренного шлама из призабойной зоны скважины.
Это обстоятельство свидетельствует о том, что при выборе типа и рецептуры бурового раствора решающее значение приобретают реологические характеристики бурового раствора, которые активно способствуют снижению гидравлических сопротивлений в стволе скважины при одновременном сохранении высокой транспортирующей способности раствора. Достижение этой цели возможно за счет применения новых видов ПАВ, способных существенно модифицировать свойства бурового раствора в сторону их максимального соответствия новым специфическим требованиям, которые диктуют малые кольцевые зазоры в скважинах и во многом ограничивают использование обычных вязких флокулирующих систем буровых растворов.
Для обеспечения качественного крепления эксплуатационных колонн уменьшенного диаметра в условиях малых кольцевых зазоров (величиной 10-15 мм ) разработан и освоен производством полный комплекс элементов малогабаритной технологической оснастки для обсадных труб диаметром 114 мм и менее, включая специальное устройство для цементирования обсадных колонн с открытым забоем, при использовании которого исключается контактирование закачиваемых в кольцевое пространство тампонажных растворов с продуктивными пластами.
Кроме того, разработан технологический регламент на проведение процесса цементирования обсадных колонн диаметром 114 мм в условиях малых кольцевых зазоров, в котором приведены конкретные приемы и режимы выполнения отдельных операций и рекомендуемые рецептуры тампонажных растворов с высокой подвижностью и прокачиваемостью, а также с повышенной седиментационной устойчивостью; формирующийся из них цементный камень характеризуется увеличенной прочностью как на изгиб, так и на сжатие, которая в 2-3 раза превышает прочность камня из стандартного портландцемента. Предлагаемые рецептуры составов тампонажных растворов базируются на использовании высокоэффективных недефицитных реагентов отечественного производства.
5.2. Внедрение новых технологических решений при строительстве скважин малого диаметра на Мыхлорском месторождении
В целях практической реализации комплексной задачи по ускоренному освоению Мыхлорского месторождения в условиях недостаточной его обустроенности (отсутствие электроэнергии и дорог в весенне-летний период) было принято решение в экспериментальном порядке пробурить три скважины малого диаметра с использованием облегченной конструкции.
Основанием для этого послужил положительный опыт бурения скважин малого диаметра в отечественной и зарубежной промысловой практике, который убедительно свидетельствует о больших потенциальных возможностях с точки зрения существенного сокращения затрат времени на строительство и ввод в эксплуатацию скважин, а также материально-технических и финансовых расходов.
С учетом опыта бурения предыдущих поисково-разведочных скважин на этом месторождении принято решение и разработан проект на строительство скважин малого диаметра с применением следующей облегченной конструкции:
- направление - диаметром 245 мм - на глубину 30 м;
- кондуктор — диаметром 168,3 мм - на глубину 800 м;
- эксплуатационная колонна — диаметром 114 мм — на глубину 2800 м.
Наличие географических особенностей района буровых работ с учетом специфики рельефа местности месторождения обусловило целесообраз ность использования наклонно - направленного способа бурения экспериментальных скважин малого диаметра, что позволяет существенно сократить расходы на выполнение подготовительных работ к строительству скважин за счет минимальной площади земель, подлежащих рекультивации после окончания процесса бурения.
Возможность повышения экономической эффективности буровых работ в значительной мере подкрепляется тем обстоятельством, что принятая облегченная конструкция экспериментальных скважин (при максимальной массе эксплуатационной колонны диаметром 114 мм и колонны бурильного инструмента соответственно 54 и 56 тонн) позволяет использовать «легкие» буровые установки грузоподъемностью на крюке не более 100 тн. Транспортировка, строительно -монтажные работы и аммортизационные затраты в процессе эксплуатации таких установок значительно ниже в сравнении с традиционно применяемыми типовыми «тяжелыми» буровыми установками грузоподъемностью 150-200 тн и более.
С учетом выше перечисленных обстоятельств, принято решение о целесообразности использования для бурения скважин на Мыхлорском месторождении специальной мобильной буровой установки АРБ-100, которая создана и изготавливается Кунгурским машиностроительным заводом для выполнения цикла работ по зарезке и бурению вторых (боковых) стволов в скважинах старого эксплуатационного фонда с целью интенсификации их работы.
К числу основных технических характеристик мобильной буровой установки АРБ-100 с дизельным приводом относятся:
- допустимая нагрузка на подъемном крюке - 100 тн.;
- транспортная база подъемника — шасси автомобиля БАЗ-69094 с колесной формулой 10x8 и палубным дизелем ЯМЗ-8424;
- мощность дизеля - 450 кВт;
- тип вышки - наклонная, телескопическая с открытой передней гранью (состоит из двух секций);
- высота вышки от уровня земли до оси кронблока — 30 м;
- талевая система: оснастка 4x5; диаметр талевого каната — 25,5 мм;
- скорость подъема талевого блока: минимальная — 0,15 м/с, максимальная - 1,5 м/с;
- лебедка - двухбарабанная (буровой и тартальный барабан);
- максимальная производительность основных(буровых) насосов (2шт.) - 340 л/мин;
- габаритные размеры в транспортном положении, не более: длина-20 м, ширина-3,25 м, высота —4,5 м;
- масса в транспортном положении, не более 50000 кг;
- тип основания буровой установки - шарнирно-скпадное с каркасными резино-тканевыми укрытиями.
Вспомогательное оборудование буровой установки скомпоновано в составе следующих блоков:
- блок рабочих (приемных) емкостей для бурового раствора;
- блок очистки и дегазации буровых растворов, включающий в себя вибросито, пескоотделитель, илоотделитель; позволяет дополнительную установку новых усовершенствованных технических средств для обеспечения высокой степени очистки растворов (дегазаторы, центрифуги, диспергаторы и др.);
- блок бункера - шламоприемника;
- насосно-дизельный блок;
- дизель-энергоблок;
- водно-компрессорный блок;
- электрощитовой блок;
- блок дросселирования противовыбросового оборудования (ПВО);
- блок гидроуправления ПВО.
Принципиальная схема расположения комплекта оборудования и вспомогательных блоков буровой установки АРБ-100 представлена на рис.5.1.
Технологические процессы по бурению трех экспериментальных наклонно-направленных скважин (№ 11,12 и 13) на Мыхлорском месторождении с помощью буровой установки АРБ-100 осуществлялись в соответствии с разработанной технико-технологической программой проводки стволов принятого расчетного профиля.
Типовые расчетные параметры программы на проводку наклонных скважин отражены в табл.5.1, а вертикальная проекция принятого расчетного профиля ствола экспериментальной скважины показана на рис.5.2.
Общая схема расположения производственных и жилищно-бытовых объектов на Мыхлорском месторождении представлена в приложении 1.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Косилов, Александр Федорович, Краснодар
1. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989. - 228 с.
2. Ашрафьян М.О., Луничкин В.А., Динмухаметов Д.Х. Совершенствование технологии цементирования скважин. М., 1986. — 44с. — (Обзорная ин-форм. Сер. «Бурение», Вып. 7).
3. Баландин П.С., Горлов И.А., Кагарманов Н.Ф., и др. Опыт отбора керна из продуктивного пласта Д1 на Туймазинском месторождении. Нефт. хоз., № 5,1962.
4. Банди М. Количественная оценка условий бурения как основа оптимизации // 4-й Меж-дунар. симп. по бурению скважин в осложн. условиях, Санкт-Петербург, 8-12 июня, 1998: Тез. докл.— СПб, 1998 — С. 11.
5. Браженцев А.В., Кусов А.Е. Долота малого диаметра для нефтегазового бурения. Новые разработки СКБ «Доломит», обеспечивающие снижение стоимости бурения. Сб.трудов НПО «Бурение», вып.З, г.Краснодар, 1999, с. 111-113.
6. Бурение и исследование скважин малого диаметра на нефть и газ за рубежом // Экспресс-1 инф. Геол. изуч. недр / АО "Теоинформмарк".— 1997.—№ 1.—1 С. 22-28.
7. Бурение нефтяных и газовых скважин малого диаметра/ Кувыкин С.И., Шацов Н.И., Смирнов А.П. и др. М.: Недра, 1967.-512 с.
8. Буровые растворы на водной основе и химические реагенты для регулирования их свойств. Справочное пособие. Краснодар, 1979.116 стр.
9. Буровые растворы, применяемые для вскрытия пластов в ряде регионов США//ЭИ Сер.Бурение: Зарубежный опыт/ВНИИОЭНГ.- 1986.-Вып.6.- 75 с.
10. Воздвиженский Б.И., Волков С.И. Разведочное колонковое бурение. Гостоптехиздат, 1957.
11. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств./Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.И., Растегаев Б.А.// Тр. НПО"Бурение", № 7, Краснодар, 2002. С.3-14.
12. Гайворонский И.Н., Ахмадеев Р.Г., Мордвинов А.А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. — Пермь. 1985. — 80 с.
13. Гайворонский И.Н., Мордвинов А.А. Гидродинамическое совершенство скважин. Обзорная информация, сер.: Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 38 с.
14. Горшков Г.Ф. Технология проводки скважин в Саратовском экономическом районе. За прогрессивную технологию бурения. Саратов, ЦБТИ, 1961.
15. Гусман М.Т., Мительман Б.И. О турбинном бурении скважин уменьшенных диаметров. Нефт. хоз., № 2,1957.
16. Давлетбаев Д.М., Рахимкулов Р.Ш., Суфьянов А.Х. Крепление и освоение скважин уменьшенного и малого диаметра. Уфа, Башкнигоиздат, 1961.
17. Кагарманов Н.Ф., Муратов М.У. Бурение скважин малого диаметра в Башкирии. Уфа, Башкнигоиздат, 1959.
18. Караев А.К., Ковтунов Г.А. Опыт бурения скважин долотами уменьшенных и малых диаметров. Нефт. хоз., № 4,1960.
19. Качлишвили Н.З., Баскаков Н.П., Озеренко А.Ф. Бурение глубоких скважин. Гостоптехиздат, 1963.
20. Кирия'Т.А. Малогабаритное бурение и моделирование этого процесса. Нефт. хоз., № 9, 1960.
21. Клубничкин К.Ф., Ривкин П.М. Горный журнал, № 9, 1949.
22. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчива-ния скважин. / Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Куксов А.К., Кошелев В.Н., Бадовская В.И.// Нефтяное хозяйство №2,2000.- С. 16-22.
23. Кулиев А.Э., Гусейнов Ф.М. О влиянии размера шарошечного долота на скорость проходки. Азерб. нефт. хоз., № 6,1962.
24. Куксов А.К. Рациональная конструкция нефтяных и газовых скважин малого диаметра на месторождениях Западной Сибири. Сб.трудов НПО «Бурение», вып.З, г. Краснодар, 1999, с.131-133.
25. Леонидова А. И., Соловьев Е. М. Об одной методике приготовления искусственного песчаника. Изв. ВУЗ, Нефть и газ. 1962 №3.
26. Мартынов Б.А. О влиянии уменьшения диаметра эксплуатационной колонны на производительность скважин. Сб.трудов НПО «Бурение», вып.З, г.Краснодар, 1999, с. 186-189.
27. Мендебаев Т. Н. Перспективы создания забойных гидродвигателей малого диаметра / // 4-й Междунар. симп. по бурению скважин в осложн. условиях, Санкт-Петербург, 8-12 июня, 1998: Тез. докл.— СПб, 1998.— С. 112.
28. Миловидов В.М. Бурение скважин малого и уменьшенного диаметров в Управлении нефтедобывающей промышленности Башнефть. Сб. "Техника и технология бурения глубоких скважин". Материалы республиканского совещания в г. Куйбышеве. Гостоптехиздат, 1962.
29. Мительман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. -М.: Гостоптехиздат, 1963.-253 с.
30. Материалы Всероссийского научно-технического семинара по обмену опытом применения алмазных долот и коронок при бурении нефтяных и газовых скважин. ВНИИОЭНГ, 1966.
31. Мухин JI.B. Горный журнал, № 12, 1950.
32. Назаров П.П. Горный журнал, № 7, 1947.
33. Новые долота для бурения скважин малого диаметра. АО "Геоин-форммарк". Экспресс-инф. Геол. иэуч. недр. 1997, № 10-11, с. 39-42.
34. Пеньков А. И., Острягин А. И. Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям "К" и "п". Краснодар, ОАО НПО "Бурение" Сборник научных трудов, 1998 184стр.
35. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин// ЭИ Сер.Бурение: Зарубежный опыт/ ВНИИОЭНГ,- 1985.- Вып. 12.-102 с.
36. Понычев С., Беккерман А., Денисов А., Королев С., Каширин Ю. Опыт строительства первой разведочной скважины малого диаметра в Томской области. Вестник инжинирингового центра ЮКОС № 3, 2002г.
37. Потапов Ю.Ф., Симонов В.В. Разрушение горных пород шарошечными долотами малого диаметра. Гостоптехиздат, 1961.
38. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.
39. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. М.: Наука, 1969.
40. Резниченко И.Н., Джангиров С.С., Бекух И.И. Применение утяжеленных бурильных труб квадратного сечения для предупреждения искривления скважин. Научно-техн. сб. Сер.: "Бурение", № 9, ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
41. Рябоконь С. А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние коллекторские свойства пласта. Москва, ВНИИОЭНГ, 1989. — 42стр. ОИ Серия: Нефтепромысловое дело.
42. Рябоконь С. А., Ламосов М. Е. Основные принципы выбора уровня очистки технологических жидкостей на основе рассолов. Краснодар, ОАО "НПО "Бурение" Сборник научных трудов, выпуск 7, 2002 — 307 стр.
43. Сидоренко А.К. Зависимость скорости бурения от диаметра скважин. Горный журнал, № 11, 1955.
44. Скорняков П. Н., Маметьев Л. Е., Скорняков Н. М. Станок для бурения технических скважин диаметром до 150 мм. Вестн. Кузбас. гос. техн. ун-та. 2000, № б, с. 77-78.
45. Смирнов А.П. Бурение скважин малого диаметра в США. ЦНИИТЭ-нефть, 1957.
46. Смирнов А.П., Ткаченко О.В., и др. Нефтедобывающая промышленность США (технико-экономический обзор под общей редакцией А.П. Смирнова). ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.
47. Смирнов А.П. Разработка оптимальных параметров режима бурения скважин малого диаметра с учетом механических свойств горных пород. Сб. "Механические свойства горных пород при вдавливании и их практическое использование". ВНИИОЭНГ, 1966.
48. Смирнов А.П. Состояние бурения скважин малого диаметра за рубежом. Сб. "Технология и техника бурения скважин малого диаметра". ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.
49. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин/А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов, В.И.Крылов и др.//М.: Недра, 1981. 228 с.
50. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7 1992г / Контроль скважин малого диаметра.
51. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 12 1991 г / Скважинные исследования в стволах уменьшенного диаметра с помощью системы, спускаемой на бурильных трубах.
52. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 10 199бг / Оборудование для бурения ск4важин малого диаметра.
53. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №1112 1997г / Бурение скважин малого диаметра с помощью непрерывных колонн гибких труб.
54. Суханов А.Ф., Кутузов Б.Н. Экспериментальные исследования шарошечного бурения на карьерах треста "Союзасбест". Труды МТИС, 1960.
55. Тарасевич В.И. Об оценке буримости горных пород по удельной энергии разрушения. Изв. МВО СССР: Сер.: "Нефть и газ", № 10, 1958.
56. Тарасевич В.И. О характеристике турбобура для бурения глубоких скважин. Нефт. хоз., № 8, 1960.
57. Федоров B.C., Зенков Ф.Д. Азерб. нефт. хоз., № 12, 1946.
58. Федоров B.C. Научные основы режимов бурения. Гостоптехиздат, 1951.
59. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. Гостоптехиздат, 1958.
60. Федоров B.C., Беликов В.Г. Методы обобщения передового опыта в бурении. Гостоптехиздат, 1962.
61. Чудаков Г.Ф. Двигатели для бурения и ремонта скважин малого диаметра. Сб.трудов НПО «Бурение», вып.З, г.Краснодар, 1999, с.114-117.
62. Шештпави А., Хауэлл М. Сокращение затрат при использовании новой КНБК для крепления скважин с уменьшенным зазором. Нефте-газ. технол. 2000, № 2, с. 56-60, 1 ил. Библ. 5.
63. Ширяев А. И. Определение удельного веса жидкости для заканчива-ния скважин. Нефтепромысловое дело. -1974. №9 стр. 18 — 20.
64. А.с. 956765 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/26. Загущенная жидкость и способ ее получения / Жирнов Е.И., Рагимов Д.А. (СССР). № 2860968/22-03.- Заявлено 29.12.79; Опубл. 07.09.82, Бюл. № 33-3 с.
65. А.с. 1597445 СССР, МКИ Е21 В 43/26. Состав для гидравлического разрыва пласта / Усачев П.М., Крикунов Н.В. и др.- № 4390955/23-03.-Заявл. 07.01.88; Опубл. 07.10.90, Бюл. № 37.- 3 с.
66. Bell W.T. Perforating underbalanced-evolving techniques// J.P.T. 1984. - vol.36, № 11-p. 1653-1662.
67. Bit selection increases coiled tubing and slimhol success // Petrol. Eng. Int.— 1995.— 68, № 7 — C. 37-41.
68. BP tests offshore coiled tubing slim hole drilling // Oil and Gas J. — 1997, V. —Vol.95, № 19. —P.73.
69. Burban B. Slim hole MWD tool accurately measures downhole annular pressure // Oil and Gas J. — 1994 Feb. 14.— P. 56—58.
70. Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589,1975.
71. Drilling Contractor. — 1996, 111. — Vol. 52, № 2. — P. 48, 49.
72. Hough R. Slimhole wells present tremendous economic opportunity // Petroleum Engineer Int. — 1995, VII. — Vol.67, № 7. P. 22—27.
73. Karakas, M., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.
74. Low-cost slim-hole drilling system provt-s a success / Beswick A. I. // Drill. Contract.— 1995.— 51, № 4.— C. 18-21.
75. Slimhole wells challange cementing design execution. Part 2//Petroleum Engineer. Int. 1994.-vol.66.-№10.
76. Small-capacity cement procedure reduces failure potential / Noles I. // World Oil.— 1996.— 217, № 5— C. 53-55.
77. Beswick A.I. Low-cost slim-hole drilling system provers a success // Drill. Contract. 1995. - 51. №4. - p. 18 - 21
78. Noles I. Small-capacity cement procedure reduces failure potential.// World Oil. 1996. - 217, №5. - p. 53 - 55/
-
Косилов, Александр Федорович
-
кандидата технических наук
-
Краснодар, 2003
-
ВАК 25.00.15
- Оптимизированная технология заканчивания скважин в осложненных геолого-технических условиях
- Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин
- Совершенствование буровых растворов и технологии промывки при бурении горизонтальных скважин
- Методы совершенствования эксплуатационных характеристик скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
- Совершенствование технологии бурения и заканчивания дополнительных стволов
