Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ «Лянторнефть». Часть 3.

---

Страница:   1   2   3   4   5

---

2.6 ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

При бурении БС к технологии промывки предъявляются следующие требования:

• способность промывочной жидкости к выносу на поверхность металлических опилок (стружки) во время фрезерования секции («окна») в обсадной колонне;
• сохранение устойчивости ствола скважины;
• обеспечения выноса шлама и недопущение прихвата бурильного инструмента;
• создание крутящего момента ГЗД;
• сохранение коллекторских свойств при вскрытии и бурении продуктивного пласта;
• экологическая безопасность применяемых растворов и химреагентов.

Промывка при строительстве БС разделяется на несколько этапов, включающих:

• глушение скважины солевым раствором;
• вырезание секции («окна») в обсадной колонне на солевом растворе;
• забуривание и бурение бокового ствола до горизонтального участка;
• бурение эксплуатационного горизонтального участка.

При вырезании секции колонны расход промывочной жидкости должен составлять 10-15 м3/с. В процессе вырезания с целью выноса металлических опилок (стружки) фрезерования колонны рекомендуется приостанавливать через каждые 1-1,5 м. Для качественной очистки промывочной жидкости в компоновку бурильного инструмента необходимо включать металлошламоуловитель. В циркуляционной системе обязательно устанавливать магнитный уловитель металлических стружек.

При смене КНБК перед подъемом инструмента, а также после завершения вырезания секции («окна»), рекомендуется производить промывку скважины в течение 2 циклов. Для полной очистки забоя от обломков цемента, металлических опилок и выбуренной породу предлагается прокачивать 0,5 м пачки промывочной жидкости с уловной вязкостью 80-90 с. Высоковязкая пачка раствора приготавливается из КМЦ и полиакриламида.

Для нейтрализации действия цемента жидкость обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,2% от объема раствора.

Очистка скважины от шлама определяется в основном, двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком в поверхностной системе, достаточно иметь динамическое напряжение сдвига не приводящее к заметному улучшению очистки скважины от шлама. Погрешность в оценке диаметра скважины и размера шлама может приводить к серьезным ошибкам при оценке выносящей способности раствора и достаточности его структурно- механических показателей.

Общими рекомендациями по поддержанию ламинарности потока в интервалах наклонного участка скважины можно считать:

• относительно высокое начальное статическое сопротивление сдвигу, обеспечивающее суспензирование шлама в статических условиях;
• высокие реологические свойства при низкой скорости сдвига, обусловливающие качественную очистку кольцевого пространства ствола скважины.

При забуривание и бурении бокового ствола до продуктивного пласта могут быть рекомендованы рецептуры буровых растворов на основе:

• солевого раствора;
• КМЦ+ГКЖ+ смазочная добавка (СИБ-ЭСТ);
• акриловых полимеров Poly-Кеm-D+КМЦ+НТФ.

Приготовление бурового раствора на основе КМЦ+ГКЖ.:

Свойства раствора:

• плотность, кг/м3 1000-1240
• условная вязкость, с  25-30
• водоотдача, см3/30мин 5-8
• CHC 1/10, дПа 12-бО/27-90
• рH 8-9

Приготовление рецептуры бурового раствора с использованием акриловых полимеров.

Свойства раствора:

• плотность, кг/м3 100-1140
• условная вязкость, с 25-27
• водоотдача, см3 /30мин          < 6
• CHC 1/10, дПа   10-15/15-20

При необходимости плотность бурового раствора повышается путем ввода утяжелителя (карбонатного наполнителя, мела и т.п.) либо увеличением концентрации солей.

Для вскрытия и бурения продуктивных горизонтальных участков рекомендуется растворы на основе биополимерных систем (например, IKF, FLО-PRO и т.п.)

Биополимерная система ИКАРБ, имеющая в своем составе ХВ полимер, обеспечивает высокий уровень сохранения коллекторских свойств. Компоненты системы подобраны особым образом, что позволяет получить растворы с минимальной фильтрацией и уникальными реологическими свойствами. При высоких градиентах сдвига (истечение из насадок долота, движение в гидроциклонах и т.д.) эффективная вязкость остается минимальной. Подобные реологические свойства позволяют раствору полностью выносить выбуренный шлам из наклонной и горизонтальной частей ствола скважины.

Соли щелочноземельных металлов, входящие в состав раствора, придают ему ингибирующие свойства. Концентрация и тип соли подбирается таким образом, чтобы обеспечить нужную ингибирующую способность фильтрата.

Применение в данной системе мраморной крошки (фракционный состав подбирается с учетом коллекторских свойств пласта) в сочетании с высокомолекулярными полимерами способствует созданию на стенках скважины тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей проникновению фильтрата раствора на большую глубину.

Состав системы (кг/м3):

• ХВ — полимер 2,5
• PAC ХL/R 3,5
• ИКР 8
• Икбиосайд 11л  0,5
• Карбонатный утяжелитель  100
• Каустическая сода 1
• ИКЛУБ 2,5
• ИКФАК 1

Показатели бурового раствора:

• плотность, кг/м3                   1080-1120
• условная вязкость, с                   25-35
• водоотдача, см3 /30мин 4-6
• пластическая вязкость, сПз                   10-15
• Динамическое напряжение сдвига, дПа 50-80
• рH 8,5-10,5

В качестве дополнительного варианта рекомендуется ингибирующая полимерная система ЭКО ФЛЮИД, имеющая в основе реагенты ИКДЖЕЛЬ, ИКР-Н в сочетании с хлористым камнем.

Состав (кг/м3):

• ИКДЖЕЛЬ  20
• ИКР-Н 20
• ИККАРБ — 50/75 75
• KCI  50
• ИКРОС  3
• Каустик  4

Показатели бурового раствора:

• плотность, кг/м3 1050
• ДНС, дПа 80
• СНС, дПа 40/60
• водоотдача, см3 /30мин 4
• рН 9

Для получения достаточной и достоверной геофизической информации бурения интервала входа в коридор допуска и наклонного участка БС осуществляется с применением буровых ингибированных (в том числе и минерализованных) растворов, обеспечивающих надежную работу электрических методов геофизических исследований.

Очистка бурового раствора осуществляется оборудованием, входящим в состав циркуляционных систем, например, НЦ-1, НЦ- 2, НЦ-3 и др., а также импортных.

2.7 РАСЧЕТ ПРОВОДКИ БОКОВОГО СТВОЛА С ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИМ СОПРОВОЖДЕНИЕМ, СКВАЖИНА № 3569, КУСТ № 420

Проектные данные:

Глубина пласта по вертикали:                                   2092,16 м;

Амплитуда стола протера:                               66,87 м;

Абсолютная отметка кровли пласта:               2025,29 м;

Параметры «окна»:

— глубина зарезки                                                      2127,0 м;

— зенитный угол                                                30,62 град.;

— азимут                                                              209,65 град.;

Параметры цели:

— смещение                                                        866 м;

— дирекционный угол                                       202,7 град.;

— зенитный угол входа в пласт                                  55 град;

— глубина цели по вертикали                                     2025,29 град.;

Длина участка бурения после входа в пласт:  100 м;

Магнитное склонение:                                       17,7 град;

Выполняемые работы:

1. Выполнить расстановку оборудования телеметрической партии на кустовой площадке, установить и закрепить датчики давления, глубины и выключатель «мертвого конца» на буровой установке.
2. Каждый спуск телеметрической системы в скважины производить при достижении проектных параметров бурового раствора согласно плану работ буровой бригады и отсутствии в буровом стволе металлической стружки.
3. Ориентированная установка клин-отклонителя выполняется следующей компоновкой:

• клиновый отклонитель;
• центратор клина-отклонителя;
• телеметрическое оборудование.

Установить отклонитель 90 град. влево, относительно направления ствола скважины на глубине 2133 м.

4. Ориентированное бурение второго ствола скважины с телеметрической системой выполнить в соответствии с проектным профилем;
5. Бурение выполнять компоновкой:

• долото 123,8 мм ;
• калибратор У-123,8 КС;
• забойный двигатель ДО-106 с углом перекоса 1 град.;
• безопасный переводник;
• телеметрическая система;
• СБТ до устья.

6. При проводке бокового ствола после каждого замера выполнять проверку сходимости проектного и фактического профилей, а также полученных данных в программах РС DWD и PLUTO (PLANIT).
7. При недоборе интенсивности в интервалах набора кривизны по согласованию с начальником ИТС и мастером бригады бурения произвести замену забойного двигателя на двигатель с большим углом перекоса
8. В зависимости от фактического профиля второго ствол допускается изменение интервалов набора кривизны и стабилизации по согласованию с геологической службой УЗСБ.

Данные профиля скважины были рассчитаны фирмой SPERREY-SUN DRILLING SERVICES.

Интенсивность пространственного искривления выражается в градусах на 10,00 м. Отход был вычислен по азимуту 199,949° (Ист.) на основе вычислений минимальной кривизны. На измеренной глубине 2559,22 м, смещение забоя равно 783,53 м, азимут 199,949° (Ист.).

Смещение цели – 866 м;

Дирекционный угол – 203,7 град.;

Глубина кровли пласта АС10 по вертикали (абс.) – 2025,29 м;

Глубина цели по вертикали (абс.) – 2030 м;

Глубина конечной точки по вертикал (абс.) – 2047,36 м;

Угол входа в пласт – 80 град.

2.8 ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Одним из основных условий эффективности бурения БС являются применение методов вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, потенциальных добывающих возможностей скважин.

В процессе вскрытия продуктивных пластов бурением производит снижение их естественной проницаемости в результате взаимодействия с буровыми растворами. Степень воздействия факторов, влияющих на ухудшения естественных коллекторских свойств пласта, различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора, пластового флюида, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, его литологической характеристики и времени воздействия раствора.

На фильтрационные характеристики коллектора оказывают влияние следующие факторы:

• закупоривание поровых каналов дисперсной фазой растворов и шламов выбуренной породы;
• набухание и диспергирование глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;
• тип глинистого минерала, степень его дисперсности, природообменных катионов и свойства фильтрата;
• сужения поровых каналов вследствие образования абсорбционно-гидратных слоев;
• образование в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;
• образование твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата и компонентов растворов с пластовыми флюидами;
• миграция твердых частиц, отрывающихся от поверхности паровых каналов под воздействием фильтратов растворов, по каналам пласта и сужение их проходного сечения при осаждении частиц;
• продолжительность вскрытия продуктивного пласта; количество проникшей в пласт воды.

В настоящее время все существующие типы буровых растворов в большей или меньшей степени ухудшают коллекторские свойства в призабойной зоне пласта (ПЗП). Возможно несколько способов управления процессом формирования ПЗП:

• сохранение естественного состояния ПЗП (вскрытия продуктивного пласта на депрессии или на равновесии);
• изоляция призабойной зоны, которая преодолевается перфорацией;
• временная изоляция, которая затем разрушается (механическим или химическим способом).

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность механической скорости бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Наиболее перспективными для вскрытия продуктивного пласта, в настоящее время являются растворы на основе биополимерных систем (например фирмы IKF, FLO — PRO и т.п).

Вскрытие продуктивного пласта должно проводится в короткие сроки с минимально возможными по времени промывками. Количество СПО должно быть минимальным, наилучшим является вскрытие пласта за одно долбление. Скорость спуска бурильной колонны (не более 1 м/с) должна предотвращать возникновение дополнительных колебаний гидродинамических давлений.

На величину зоны проникновения фильтрата в пласт оказывает влияние перепад между пластовым и забойным давлениями, который при различных технологических операциях может изменяться от минимального, при статических условиях, до максимального, в процессе спуско-подъёмных операций или при интенсивной промывке скважины.

Минимальная плотность бурового раствора при бурении в условиях репрессии на пласт определена требованиями безопасности и зависит от глубины скважины, вида флюида во вскрываемых пластах и коэффициента аномальности пластового давления. Условия разбуривания разнообразны, и для каждой конкретной скважины минимальная плотность рассчитывается с учетом текущей ситуации.

Снижение репрессии на пласт обеспечивает повышение производительности скважин и позволяет вскрыть продуктивную толщу с минимальным нарушением коллекторских свойств продуктивного пласта.

В целом, при рекомендации того или иного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует исходить из того, что степень снижения проницаемости пласта зависит от состава и свойства фильтрата, характеристик коллектора и должна определяться экспериментальными исследованиями в условиях, близких к пластовым.

Существенное влияние на качественное вскрытие участка продуктивного пласта оказывает выбор типа профиля и его фактическая траектория в нефтенасыщенной части залежи.

В продуктивных пластах (однородных и неоднородных) небольшой толщины (10-15 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднем по толщине части пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

В продуктивных пластах мощностью более 20 м проводка горизонтального участка может быть осуществлена также по выпуклому профилю.

Пласты целесообразно вскрывать волнообразно, когда толщина пласта и прослоев меняется по площади, продуктивный разрез недостаточно устойчив, а в непосредственной близости над ним залегают породы, требующие надежной изоляции обсадными трубами с цементированием. Вскрытие пласта параллельными или пологонаклонным стволом может оказаться нецелесообразно.

Волнообразный профиль рекомендуется применять при отсутствии в кровле и подошве активных водоносных, газоносных и поглощающих пластов.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, при переслаивании песчаников с глинами, эффективнее пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Протяженность и форму горизонтального участка следует уточнять по мере накопления статистического материала и выявления степени точности работы КНБК для локальных участков месторождения.

2.9 ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Основными вариантами заканчивания БС является создание эксплуатационного забоя открытого типа. В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом (пакером типа ПДМ, надувным пакером, манжетой и т.п.) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя.

Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции выше лежащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.

Фильтровая часть «хвостовика» может быть щелевыми (перфорированными).

Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью пласта.

Фильтрирующие элементы «хвостовика» центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа.

Фильтровая часть оборудуется специальными заглушками, обеспечивающими герметичность фильтровой части и возможность осуществления технологических промывок во время спуска «хвостовика».

В интервале продуктивного пласта помещаются специальные перфорационные среды (ИЭР и др.), обеспечивающие предотвращения загрязнения эксплуатационного забоя в процессе заканчивания скважин. Перфорационная среда заканчивается в интервал продуктивного пласта в процессе цементирования «хвостовика».

Рекомендуемые составы перфорационных жидкостей приведены ниже:

Состав перфорационных сред:

1). КПС-1 (%, объемы.):

• водный раствор хлористого натрия -96,5%;
• реагент СПК -3,5%.

2) КПС-1М (%, вес.):

• водный раствор хлористого натрия -97%;
• ПАВ (сульфонал, РАС, ПКД) -1%; нитрилотриметилфосфатная кислота (НТФ) -2%.

3) КПС-2 (%,объемы.):

• гликоль -75%;
• соляная кислота (конц. 20-24%) -10%;
• ортофосфорная кислота (конц. 70-100%) -1,5%.

4) ИЭР (%, объемн.):

• нефть -52-36%;
• водный раствор хлористого кальция плотностью 1300 кг/м — 43-59%;
• эмультап -3%;
• ГКЖ-10 -2%.

После спуска подвести и крепление «хвостовика» производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек на ФГС-101,6 мм с применением малогабаритных объемных двигателей Д1-154, Д-75, Д-43, установки «гибкая труба» или комбинированной компоновки бурильных (насосно-компрессорных) труб.

Размеры бурильных труб для проведения технологических операций в «хвостовике» диаметром 101,6 мм приведены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 – Размеры бурильных труб

В случае, когда горные породы являются устойчивыми, применяется конструкция эксплуатационного забоя открытого типа. Компоновка «хвостовика» при данной конструкции забоя включает следующие элементы:

• надувной пакер гидравлического действия, устанавливаемый над кровлей продуктивного пласта;
• расчетное количество обсадных труб;
• подвесное устройство гидравлического действия и механический пакер, устанавливаемый на 50 м выше вырезанного «окна».

При бурении нескольких боковых стволов из одной скважины для подвески и крепления «хвостовиков» применяется внутрискважинное оборудование фирмы «Бейкер Хъюз».

При необходимости, обусловленной геолого-физическими характеристиками пласта, условиями его залегания, неизбежностью или высокой степенью вероятности пересечения водогазоносных горизонтов, создается конструкция эксплуатационного забоя закрытого типа.

Осуществляется сплошное цементирование «хвостовика». В интервале эксплуатационного забоя, а также водогазоносных пластов «хвостовик» обязательно цементируется.

После ОЗЦ производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине. Осуществляется необходимый комплекс геофизических исследований, после чего проводится подготовка к вторичному вскрытию пласта. Устье скважины оборудуется малогабаритным превентором и опрессовывается совместно с колонной.

Закачка перфорационной среды (К11С-1, KHC-1М) возможна в процессе цементирования «хвостовика» или в процессе освоения при промывке забоя перед вторичным вскрытием пласта.

Объем перфорационной среды выбирается из условия заполнения «хвостовика» на 100-150 м выше интервала перфорации. Вторичное вскрытие плата производится малогабаритными перфораторами типа ПРК-42С, ПКР-54С. ПКТ- 50, ПКТ-73 на «гибкой трубе» или на насосно-компрессорных трубах, жестком геофизическом кабеле. Рекомендуется перфорацию осуществлять в условиях депрессии на пласт. Плотность перфорации зависит от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и характеристик перфораторов.

Вызов притока производится пенной системой или методом компрессирования азотной установки ПАКК-9/160, свабированием, УГАС с обязательным проведением гидродинамических исследований скважин.

По согласованию с геологической службой НГДУ, вызов притока допускается производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления в зоне эксплуатации объекта.

В начальный период эксплуатации (в течение шести месяцев) рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования БС на установившемся и нестационарном режимах течения жидкости с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивности, гидропроводности), оценки состояния околоствольной зоны продуктивного пласта, сопротивлений в фильтре скважины (скин-фактора).

По результатам этих исследований определяется влияние технологических параметров заканчивания скважин на добывные возможности эксплуатационного объекта и производится корректировка применяемой технологии.

2.10 ПРОМЫСЛОВЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

После окончания бурения бокового ствола проводятся промысловые геофизические исследования.

Метод исследований в эксплуатационной колонне, в открытом и обсаженном боковом стволе приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 – Геофизические методы исследований

Примечание:

* — обязателен в нефтегазовых залежах для выявления газовых перетоков;

** — повторный замер РК на газ для нефтегазовых залежах не ранее, чем через 15 дней после спуска колонны;

*** — выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали не более 52 град.;

**** — выполняется в скважинах с углом отклонения от вертикали более 56 град.;

***** — проводится в скважинах, где установлены фильтры.

2.11 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА В НГДУ «ЛН» (ЗА 5 ЛЕТ)

Зарезка и бурение боковых стволов. Данный вид ремонта применяется на обводненных и бездействующих скважинах с целью интенсификации системы разработки месторождения и вовлечения недренируемых запасов нефти. Работы ведутся силами подрядчика: Самарским УПНПиКРС. Для бурения боковых направленных и горизонтальных стволов привлекается ИТС УЗБСКиКРС. Технологическая эффективность бурения вторых стволов, как за 2003 год, так и за 5 лет приведено в таблице 2.21.

Таблица 2.21 — Основные показатели скважин с боковыми стволами.

Мы видим, что добыча с начала запуска составила 1506727 тонн.

Данные по добыче и дополнительной добыче за счет бурения боковых стволов в 2003 году приведены в таблице 2.22.

---

Страница:   1   2   3   4   5

---