Читайте также:
|
6.1.5.1 Общие сведения
В качестве «базовой» технологии промывки при бурении нефтяных эксплуатационных скважин с отходом забоя от вертикали 600 – 5700 м предлагается использовать основные проектные технологические решения по ГРП № 145/06-168-Э на строительство газоконденсатных и нефтяных скважин Юрхаровского НГКМ с отходом забоя от вертикали более 2000 м с субгоризонтальным окончанием ствола в валанжинских отложениях. Для обеспечения успешности проводки длинопротяженных стволов в неустойчивых породах с резкоменяющимся минералогическим составом и предотвращения осложнений при бурении стволов больших диаметров в верхней части разреза предусматривается комплекс мероприятий, связанных с повышением транспортирующих, ингибирующих свойств бурового раствора и повышением срока его «жизнедеятельности» при длительной циркуляции в стволе скважины. Обеспечение технологической эффективности бурового раствора при бурении и подготовке ствола скважины достигается применением новых полимеров, смазок, ингибитора.
6.1.5.2 Технологические параметры и состав бурового раствора при бурении под направление и кондуктор
Учитывая опыт буровых работ на Юрхаровском ГКМ и геологические особенности верхней части разреза предлагается бурение под направление (интервал 0 – 90 м) и кондуктор (интервал 90 – 550 м) производить на пресном полимерглинистом растворе с оптимизацией его псевдопластичных свойств (табл. 6.32 - 6.36). Для забуривания скважины под направление готовится ограниченный объем бурового раствора (~ 40 м3), который в процессе бурения пополняется водными растворами полимеров. Для приготовления раствора используется высококачественный модифицированный глинопорошок (выход 20-22 м3/т). Буровой раствор после окончания бурения под направление очищается от песка, разбавляется до плотности 1060 кг/м3 и повторно используется для бурения под кондуктор.
Основные технологические решения направлены на сохранение стенок скважины при нарушении их теплового режима и обеспечение выноса шлама в условиях ограниченной скорости восходящего потока бурового раствора. С этой целью буровой раствор обрабатывается высоковязкими полимерами (ПАЦ-ВВ и Биоксан), обеспечивающими возможность эффективного управления его псевдопластичными свойствами. Для предотвращения сальникообразований производится обработка смазкой, содержащей в своем составе ПАВ. Предупреждение прихватов при спуске обсадных колонн производится специальной порошкообразной смазкой (микронизированная слюда с добавкой соевого масла).
Таблица 6.32 - Параметры бурового раствора при бурении под направление и кондуктор на пласты ПК18-19, АУ7, БУ1-2, БУ3-7, БУ8-9, БУ8
| Интервал бурения (по верти кали), м | ρ, кг/м3 | Т, с | Ф, см3/30мин | К, мм | φтр | СНС, дПа | рН | Реологические параметры | ||
| мин | мин | ηпл, мПа×с | τ0, дПа | |||||||
| Направление | ||||||||||
| 0 - 90 | 1060-1100 | 45-60 | до 6 | до 1,5 | < 0,3 | 15-18 | 30-40 | 8-9 | 10-12 | 30-40 |
| Кондуктор | ||||||||||
| 90 - 300 | 1060-1170 | 35-50 | до 6 | до 1,5 | < 0,3 | 10-15 | 20-30 | 8-9 | 10-12 | 30-40 |
| 300 - 550 | 1170-1200 | 45-60 | 4-5 | до 1,0 | < 0,2 | 15-25 | 30-40 | 8-9 | 12-15 | 60-80 |
| Примечание – В случае вскрытия водопроявляющего горизонта и газогидратной залежи предусмотреть возможность оперативного увеличения плотности раствора до 1260 кг/м3. |
Таблица 6.33 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под направление на пласты ПК18-19, АУ7, БУ3-7, БУ8-9.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Бентонитовый глинопорошок | ТУ 39-0147001-105-93 | Приготовление глинистой суспензии | 8.00 | 5,5 | 2,40 |
| Сода кальцинированная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация Са++ | 0.10 | 0,07 | 0,03 |
| Полианионная целлюлоза высокой вязкости | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Регулирование вязкости и показателя фильтрации | 0.50 | 0,34 | 0,15 |
| Биоксан | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Оперативное повышение вязкости раствора | 0,30 | 0,20 | 0,09 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Профилактика сальникообразований и прихватов инструмента | 1.50 | 1,02 | 0,45 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-2005 | Кольматирующая смазочная добавка для спуска обсадных колонн | 1,50 | 1,02 | 0,45 |
Таблица 6.34 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под направление на пласты БУ1-2, БУ8.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Бентонитовый глинопорошок | ТУ 39-0147001-105-93 | Приготовление глинистой суспензии | 8.00 | 8,32 | 3,52 |
| Сода кальцинированная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация Са++ | 0.10 | 0,10 | 0,04 |
| Полианионная целлюлоза высокой вязкости | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Регулирование вязкости и показателя фильтрации | 0.50 | 0,52 | 0,22 |
| Биоксан | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Оперативное повышение вязкости раствора | 0,30 | 0,31 | 0,13 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Профилактика сальникообразований и прихватов инструмента | 1.50 | 1,56 | 0,66 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-2005 | Кольматирующая смазочная добавка для спуска обсадных колонн | 1,50 | 1,56 | 0,66 |
Таблица 6.35 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под кондуктор на пласты ПК18-19, АУ7, БУ3-7, БУ8-9.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Бентонитовый глинопорошок | ТУ 39-0147001-105-93 | Приготовление глинистой суспензии | 3.00 | 6,06 | 3,18 |
| Сода кальцинированная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация Са++ | 0.10 | 0,20 | 0,11 |
| Полианионная целлюлоза высокой вязкости | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Регулирование вязкости и показателя фильтрации | 0.50 | 1,01 | 0,53 |
| Биоксан | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Оперативное повышение вязкости раствора | 0,30 | 0,61 | 0,32 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Профилактика сальникообразований и прихватов инструмента | 1.50 | 3,03 | 1,59 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-2005 | Кольматирующая смазочная добавка для спуска обсадных колонн | 1,50 | 3,03 | 1,59 |
Таблица 6.36 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под кондуктор на пласты БУ1-2, БУ8.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Бентонитовый глинопорошок | ТУ 39-0147001-105-93 | Приготовление глинистой суспензии | 3.00 | 10,0 | 4,83 |
| Сода кальцинированная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация Са++ | 0.10 | 0,33 | 0,16 |
| Полианионная целлюлоза высокой вязкости | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Регулирование вязкости и показателя фильтрации | 0.50 | 1,67 | 0,81 |
| Биоксан | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Оперативное повышение вязкости раствора | 0,30 | 1,00 | 0,48 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Профилактика сальникообразований и прихватов инструмента | 1.50 | 5,00 | 2,42 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-2005 | Кольматирующая смазочная добавка для спуска обсадных колонн | 1,50 | 5,00 | 2,42 |
6.1.5.3 Технологические параметры и состав буровых растворов при бурении под промежуточную колонну
Для дальнейшего углубления ствола скважины используется «базовый» раствор, оставшийся после бурения под кондуктор, который очищается от песка и разбавляется водой. Для бурения «из под башмака» кондуктора применение технической воды не допускается, так как в этом случае создается опасность образования каверны и разрушения цементного камня.
Основные технологические решения направлены на обеспечение возможности проводки длинопротяженного субгоризонтального ствола с углами 90-109 град. и предотвращение специфических осложнений, в том числе, при вскрытии продуктивных пластов стволами с длиной горизонтального участка до 500 м. С этой целью предлагаются компоненты буровых растворов двойного назначения (табл. 6.37 – 6.40).
Для снижения гидратации глинистых пород, профилактики желобообразования и наработки буровых растворов применяется ГКЖ, которые в сочетании с ПАЦ усиливает ингибирующий эффект бурового раствора. Для управления реологическими и фильтрационными свойствами применяется ПАЦ (ЗАО «Карбокам-Пермь»).
Отечественная ПАЦ обладает уникальным реодинамическим эффектом, который проявляется в том, что вязкость полимерного раствора в условиях механодеструкции при истечении из гидромониторных насадок долота не снижается, а наоборот возрастает и сохраняется длительное время (20 – 25 циклов циркуляции). Для сравнения - у аналогов признаки механодеструкции отмечаются в первые 2 – 3 цикла циркуляции.
Усиление псевдопластичных свойств раствора и повышение его транспортирующей способности достигается обработкой биополимером «Биоксан» или «Робус» с защитой его низкотоксичным биоцидом (соль триэтаноламмониевая орто-крезоксиуксусной кислоты) отечественного производства (ООО «НТП Тетра»). Для предупреждения прихватов предлагается порошкообразная смазка, выполняющая функцию кольматанта (Микан 40С). Для блокирования пор коллектора предлагается мелкодисперсная мраморная крошка типа МР-1, МР-2.
Таблица 6.37 - Параметры бурового раствора для бурения под промежуточную колонну
| Интервал бурения (по вертикали), м | ρ, кг/м3 | Т, с | Ф, см3/30 мин | К, мм | φтр | СНС, дПа | рН | Реологии ческие параметры | ||
| мин | мин | ηпл, мПа×с | τ0, дПа | |||||||
| Промежуточная колонна | ||||||||||
| 550 – 1171 | 1060-1140 | 25-30 | 5-6 | < 1,0 | 0,2 | 5-10 | 10-20 | 8-9 | 10-12 | 30-40 |
| 1171 – 1350 (1850) | 1140-1150 | 30-35 | 4-5 | 0,5 | 0,15 | 10-12 | 20-25 | 8-9 | 12-15 | 40-60 |
| Примечания 1 В случае вскрытия газопроявляющего горизонта техногенного происхождения в интервале 750-850 м предусмотреть возможность оперативного увеличения плотности раствора до 1320 кг/м3; 2 При вскрытии продуктивных пластов и «шоколадных» глин плотность бурового раствора уточняется по фактическим пластовым и поровым давлениям в соответствии с п.2.7.3.3, п. 2.7.3.5 «ПБ НГП». |
Таблица 6.38 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под промежуточную колонну на пласты ПК18-19, АУ7.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Сода кальциниро ванная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация ионов кальция при разбуривании цемента | 0,1 | 0,47 | 0,17 |
| Монасил (БСР) | ТУ 2145-001-75105538-2005 (ТУ 2458-001-74754270-2006) | Приготовление силикатного бурового раствора | 3,5 | 16,5 | 5,95 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-ВВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Управление реологическими свойствами бурового раствора, ингибитор | 0,3 | 1,40 | 0,52 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-НВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Снижение показателя фильтрации бурового раствора, ингибитор | 0,5 | 2,33 | 0,87 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Снижение адгезионных свойств фильтрационной корки | 2,0 | 9,32 | 3,48 |
| Биоксан (Робус) | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Повышение транспортирующей способности раствора для очистки ствола от шлама | 0,35 | 1,63 | 0,61 |
| ТПФН | ГОСТ 13493-86Е | Снижение вязкости | 0,15 | 0,70 | 0,26 |
| ГКЖ-10 | ТУ 6-05-386-80 | Гидрофобизатор, усиление ингибирующего эффекта ПАЦ | 0,5 | 2,33 | 0,87 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-05 | Профилактика прихватов обсадной колонны, кольматирующая добавка | 1,5 | 7,00 | 2,60 |
Таблица 6.39 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под промежуточную колонну на пласты БУ1-2, БУ8.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Сода кальциниро ванная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация ионов кальция при разбуривании цемента | 0,1 | 0,98 | 0,49 |
| Монасил (БСР) | ТУ 2145-001-75105538-2005 (ТУ 2458-001-74754270-2006) | Приготовление силикатного бурового раствора | 3,5 | 34,4 | 17,2 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-ВВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Управление реологическими свойствами бурового раствора, ингибитор | 0,3 | 2,95 | 1,48 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-НВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Снижение показателя фильтрации бурового раствора, ингибитор | 0,5 | 4,92 | 2,47 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Снижение адгезионных свойств фильтрационной корки | 2,0 | 19,7 | 9,86 |
| Биоксан (Робус) | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Повышение транспортирующей способности раствора для очистки ствола от шлама | 0,35 | 3,44 | 1,73 |
| ТПФН | ГОСТ 13493-86Е | Снижение вязкости | 0,15 | 1,47 | 0,74 |
| ГКЖ-10 | ТУ 6-05-386-80 | Гидрофобизатор, усиление ингибирующего эффекта ПАЦ | 0,5 | 4,92 | 2,47 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-05 | Профилактика прихватов обсадной колонны, кольматирующая добавка | 1,5 | 14,7 | 7,40 |
Таблица 6.40 - Потребность в компонентах бурового раствора при бурении под промежуточную колонну на пласты БУ3-7, БУ8-9.
| Наименование химреагентов и материалов | Нормативные документы на изготовление | Цель применения реагента | Норма расхода т/100м3 | Потребность компонентов, тонн | |
| всего | кроме того, запас на скважину | ||||
| Сода кальциниро ванная | ГОСТ 5100-85 | Нейтрализация ионов кальция при разбуривании цемента | 0,1 | 0,66 | 0,25 |
| Монасил (БСР) | ТУ 2145-001-75105538-2005 (ТУ 2458-001-74754270-2006) | Приготовление силикатного бурового раствора | 3,5 | 23,1 | 8,89 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-ВВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Управление реологическими свойствами бурового раствора, ингибитор | 0,3 | 1,98 | 0,76 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-НВ | ТУ 2231-010-50277563-2003 | Снижение показателя фильтрации бурового раствора, ингибитор | 0,5 | 3,30 | 1,27 |
| FK-Lube active (Кемфор-Кос) | ТУ 2452-10-18947160-2002 | Снижение адгезионных свойств фильтрационной корки | 2,0 | 13,2 | 5,08 |
| Биоксан (Робус) | ТУ 2458-001-16636639-2005 | Повышение транспортирующей способности раствора для очистки ствола от шлама | 0,35 | 2,31 | 0,89 |
| ТПФН | ГОСТ 13493-86Е | Снижение вязкости | 0,15 | 0,99 | 0,38 |
| ГКЖ-10 | ТУ 6-05-386-80 | Гидрофобизатор, усиление ингибирующего эффекта ПАЦ | 0,5 | 3,30 | 1,27 |
| Микан 40С | ТУ 5725-005-56864391-05 | Профилактика прихватов обсадной колонны, кольматирующая добавка | 1,5 | 9,90 | 3,80 |
6.1.5.4 Обоснование объемов буровых растворов для их химической обработки в процессе бурения скважин
Результаты расчета необходимого объема бурового раствора по интервалам бурения и по скважине в целом приведены в табл. 6.41 -6.46. Расчеты показывают, что прогнозные объемы раствора находятся в диапазоне от 765 м3 (на пласт ПК18-19) до 1460 м3 (на пласт БУ8). Сокращение объемов жидких отходов бурения (ОБР) обеспечивается повторным использованием жидкой фазы бурового раствора для последующего углубления ствола скважины.
6.41 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт ПК18-19
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.42 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт АУ7
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.43 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт БУ1-2
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.44 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт БУ3-7
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.45 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт БУ8-9
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.46 Обоснование объёмов буровых растворов для химической обработки на пласт БУ8
| Наименование колонны | В емкостях, м3 | В стволе, м3 | Потери, м3 | Всего, м3 |
| Направление | ||||
| Кондуктор | ||||
| Промежуточная колонна | ||||
| Итого |
6.1.5.5 Расчет потребности основных компонентов буровых растворов для бурения
Результаты расчета приведены в табл. 6.47. Учитывая требования по безопасности вскрытия продуктивных пластов (п. 3.15 РД 08-254-98), необходимо предусмотреть запас химических реагентов и материалов для приготовления одного объема ствола скважины.
Таблица 6.47 – Потребность основных компонентов буровых растворов
| Наименование химреагентов и материалов | Расход на скважину, тонн | ||
| Общая потребность, тонн | Кроме того запас, тонн | Примечания | |
| Сода кальцинированная | 2,81 | 1,25 | |
| Бентонитовый глинопорошок (типа ПБМА) | 29,88 | 13,93 | |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-ВВ | 14,11 | 6,30 | |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-НВ | 21,10 | 9,10 | |
| FK-Lube active | 52,83 | 23,54 | |
| Биоксан | 9,50 | 4,25 | |
| ТПФН | 3,16 | 1,38 | |
| ГКЖ-10 | 10,55 | 4,61 | |
| Микан 40С | 42,21 | 5,12 | |
| Монасил | 74,00 | 32,04 |
6.1.5.6 Оборудование для механической очистки бурового раствора
Эффективная очистка бурового раствора от песка и избытка глинистой фазы во многом определяет успешность проводки скважин с длинопротяженными субгоризонтальными стволами. С учетом этого предлагается четырехступенчатая система очистки с использованием отечественного оборудования, в том числе центрифуги (табл. 6.48).
Таблица 6.48 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
| Наименование оборудования | Типоразмер или шифр | Количество комплектов, | Нормативные документы на | Интервал применения, м | |
| штук | изготовление | от | до | ||
| Глиномешалка | МГ2-4 | ТУ 1024-65 | (1850) | ||
| Вибросито | СВ1ЛМ (ВС-1) | ТУ 39-00147001-145-96 (ТУ 5276.00.00.00) | (1850) | ||
| Илоотделитель | ИГ-45М (ИГ-45) | ТУ 26-02-982-84 (ТУ 26-02-358-79) | (1850) | ||
| Пескоотделитель | ГЦК-360М (1ПГК) | ТУ 3661-214-00217461-90 (ТУ 26-02-358-79) | (1850) | ||
| Дегазатор | ДВС-2 | ТУ41-01-065-74 | (1850) | ||
| («Каскад-40», «Каскад-40М») | ТУ 39-00147001-143-96 | ||||
| Фрезерно-струйная мельница | ФСМ-13 | ТУ41-01-404-81 | (1850) | ||
| Центрифуга | НГ-350Е | г. Екатеринбург, завод «Свердловскхиммаш» | (1850) | ||
| Примечания 1 Для очистки бурового раствора допускается применение импортного оборудования: - сито вибрационное «Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Swaco»; - центрифуга гидроприводная «Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Alfa Laval DMNX 418» с автоматическим блоком усиления Proter (Oiltools / Europe / Ltd).а 2 Размер ячеек сетки вибросита в интервале бурения 0 – 5 50 м – 0.4 х 0.4 мм и 0.2 х 0.2 мм (ТУ3901-793-82) при бурении последующих интервалов. 3 В случае применения инертного наполнителя центрифуга, илоотделитель и пескоотделитель не работают. |
6.1.5.7 Рекомендации по промывке ствола для крепления скважины
В процессе проработки ствола транспортировка шлама осуществляется за счет оптимизации псевдопластичных свойств раствора повышением значений динамического напряжения сдвига до 60 – 80 дПа, а эффективной вязкости при начальных градиентах сдвига до 1700 – 1900 мПа.с. С этой целью проводится дополнительная обработка раствора высоковязкой ПАЦ и биополимером.
В процессе спуска обсадных колонн проводятся промежуточные промывки через 100 – 150 м на участках ствола с углами 45 град., 60 град., 75 град. и более 85 град. (в местах наиболее опасных для шламонакоплений). На горизонтальных участках ствола для разрушения дюнообразований промывка ствола проводится с расхаживанием колонны и закачкой смеси (5 – 8 м3) бурового раствора с калиброванным нитроволокном. Соотношение компонентов: на 1 м3 раствора 6–8 кг волокна. Калиброванное нитроволокно механически разрушает и удаляет шламонакопления и фильтрационную корку, выполняет функцию кольматанта, блокируя проницаемые пропластки.
Перед цементажом ствол скважины дополнительно очищается прокачкой 8 – 10 м3 аналогичной смеси с добавкой 5 – 6 % силикатсодержащего реагента (МОНАСИЛ). МОНАСИЛ обеспечивает подготовку стенок скважины и повышает качество сцепления тампонажного камня с горной породой и обсадными трубами.
6.1.5.8 Рекомендации по составу бурового раствора. Химическая обработка и технологические параметры
6.1.5.8.1 Бурение под направление диаметром 426 или 530 мм
Для бурения под направление с целью предотвращения водопроявления, размыва устья, обвалов стенок скважины в рабочей ёмкости готовится 40 м3 высоковязкой (50-70 с) полимерглинистой суспензии из высококачественного бентонита. Плотность раствора 1060 – 1100 кг/м3. Регулирование вязкости, фильтрационных и реологических свойств раствора производится полианионной целлюлозой ПАЦ-ВВ. Для дополнительного загущения раствора и увеличения выхода раствора из бентонита предложено использовать сополимер акриламида и акрилата натрия Benex с высокой молекулярной массой.
Подача бурового раствора в рабочую ёмкость осуществляется ВШН, установленным в "шахте" устья скважины. Остаток раствора от бурения направления рекомендуется сохранить для бурения следующего интервала.
Рекомендуемое оборудование для очистки: 2 линейных вибросита с сетками 40-80 мм, песко и илоотделитель.
6.1.5.8.2 Бурение под кондуктор диаметром 324 или 426 мм
При бурении под кондуктор возможны осложнения:
- обводнение раствора в верхней части интервала в зоне залегания ММП
- низкое качество промывки и очистки скважины от выбуренного шлама
- осыпи и обвалы стенок скважины в интервалах залегания рыхлых песков и гравия (в т.ч. ММП)
- кавернообразование
- частичные поглощения раствора в высокопроницаемых рыхлых породах
- сальникообразование, залипание сеток вибросит
- высокая наработка раствора при разбуривании активных глин в нижней части интервала (в случае их наличия)
Для бурения данного интервала предлагается стандартный диспергированный глинистый раствор, усиленный полимером и разжижителем для снижения водоотдачи раствора, улучшения и стабилизации реологических характеристик.
Для снижения стоимости раствора и объемов приготавливаемого и отработанного раствора рекомендуется максимально использовать глинистый раствор, оставшийся после бурения направления. Ожидается, что доступный объем старого раствора после спуска направления, цементирования и разбуривания башмака составит около 40 м3. Поскольку старый раствор наверняка будет перегружен песком и выбуренным шламом, а также загрязнен цементом, рекомендуется разбавить его пресной технической водой до объема ~80 м3 и дообработать кальцинированной содой и ПАЦ.
Для улучшения реологического профиля раствора и качества очистки скважины от выбуренного шлама можно дополнительно усилить раствор добавление 0.5-1 кг/м3 биополимера.
Для предотвращения частичных поглощений раствора рекомендуется поддерживать плотность раствора не более 1180 кг/м3. Для улучшения качества очистки ствола, стабилизации стенок скважины и снижения кавернообразования обычно рекомендуется поддерживать максимально возможную вязкость раствора (желательно не менее 50-60 сек/л, API). Вместе с тем, излишне высокая вязкость увеличит потери давления в кольцевом пространстве и эквивалентную циркуляционную плотность раствора, а также броски давления при поршневании (свабировании) при СПО, что может спровоцировать возникновение поглощений, а также осыпи и обвалы ствола скважины. Поэтому рекомендуется снизить условную вязкость раствора до -50 сек/л. (API). Решение о фактически требуемой вязкости раствора и других его параметрах принимается инженером по буровым растворам на месторождении по фактическим результатам бурения.
По результатам бурения кондуктора будет принято решение о целесообразности
применения силикатного раствора для проводки данного участка скважины в дальнейшем.
После окончания бурения интервала весь раствор будет заменен на силикатный, поэтому
рекомендуется максимально снизить объем раствора в циркуляции к окончанию бурения
интервала.
Рекомендуемое оборудование очистки раствора - два линейных вибросита и ситогидроциклонная установка. Из-за сравнительно высокого ожидаемого содержания песка в растворе использование центрифуги может быть затруднено. Рекомендуемый размер сеток - 40-80 меш в верхней части интервала и до 80-110 меш ближе к 400-500 м.
Коэффициент разбавления раствора определяется влажностью шлама, которая, по опыту бурения, составляет около 60-70%. При этом, в верхней части интервала, где допустимы некоторые отклонения плотности, вязкости и водоотдачи раствора допустимо снижение коэффициента разбавления до 2-2.2 с целью снижения расхода реагентов и стоимости раствора. По мере углубления скважины коэффициент разбавления обычно увеличивается до -2.5.
Ожидаемые потери раствора со шламом, на оборудовании очистки, при проведении СПО и других работ на скважине - до 30-45 м3. Суммарная ожидаемая потребность в растворе для бурения интервала - 200-300 м3.
6.1.5.8.3 Бурение под промежуточную колонну диаметром 245 или 324 мм
Основными критериями выбора рецептуры бурового раствора для бурения под промежуточную колонну на Юрхаровском месторождении являются:
1) Обеспечение стабильности стенок скважины, снижение наработки раствора, предотвращение сальникообразования в интервале залегания мягких активных глинистых пород в верхней части скважины.
2) Предотвращение осыпания аргиллитов в нижней части ствола скважины, особенно при значительных зенитных углах.
3) Обеспечение номинального диаметра скважины.
4) Устранение затяжек и посадок инструмента в интервале залегания активных глинистых пород.
5) Обеспечение максимально возможной скорости проходки.
6) Предотвращение дифференциальных прихватов во время бурения и спуска обсадных колонн в интервале залегания проницаемых пластов.
7) Способствование качественному цементированию скважины и разобщению пластов, эффективная герметизация заколонного пространства.
При этом желательно, чтобы используемый буровой раствор имел сравнительно простую рецептуру, низкую стоимость и не требовал дополнительных затрат времени на обработку и сопровождение. Поскольку суммарная длина открытого ствола в таких скважинах велика и содержит большое количество глинистых пород, необходимо, чтобы раствор обладал достаточными ингибирующими свойствами для снижения наработки и разбавления раствора и стоимости обработки для поддержания требуемых свойств. Раствор должен обеспечивать высокое качество адгезии цементного камня на всем протяжении интервалов для обеспечения качественной изоляции горизонтов и предотвращения заколонных перетоков.
Предлагается к использованию силикатный буровой раствор, построенный на реагентах МОНОСИЛ. Благодаря высокому уровню ингибирования предлагаемого раствора и «цементирующим» свойствам силикатов, ожидается, что в результате удастся:
- избежать проблем с наработкой раствора в интервале залегания мягких, гидратирующих глин;
- снизить коэффициент разбавления и потребность в буровом растворе;
- снизить объем выбуренного шлама и отработанного раствора;
- обеспечить устойчивость ствола скважины в интервале залегания осыпающихся аргиллитов;
- обеспечить номинальный диаметр ствола скважины, устранить кавернообразование во всем интервале бурения;
- снизить потребность в цементном растворе;
- устранить сальникообразование и залипание сеток вибросит.
Рекомендуемые свойства раствора:
| плотность, кг/м3 | 1140 – 1150 |
| условная вязкость, с | 30-35 |
| пластическая вязкость, мПа·с | 12-15 |
| динамическое напряжение сдвига, дПа | 40-60 |
| статическое напряжение сдвига, дПа 10 с 10 мин | 10-12 20-25 |
| содержание песка, % | 0,5 макс |
| рH | 8-9 |
| Фильтратоотдача, см3/30 мин | 4-5 |
6.1.5.8.4 Бурение под эксплуатационную колонну (диаметром 245 или 178 мм) и хвостовик (диаметром 168 мм)
Рекомендуется к применению система бурового раствора sildril сервисной компании «MI Swaco». Схема и последовательность химической обработки и подготовка ствола к спуску обсадных колонн осуществляется сервисной компанией «MI Swaco».
Для улучшения устойчивости стенок скважины, стабилизации неустойчивых глинистых пород, эффективности очистки ствола скважины, предотвращения прихватов бурильной колонны и качественного вскрытия продуктивного горизонта в данном интервале рекомендуется использовать безглинистый ингибированный буровой раствор на основе биополимера DUOVIS. И полимера нового поколения HIBTROL (модифицированный эфир целлюлозы, активированный алюминием). Для устранения проникновения мелкодисперсной твёрдой фазы в коллектор и снижения фильтрации предлагаемого раствора в качестве кольматанта используется специально подобранный по фракционному составу карбонат кальция, чтобы обеспечить быстрое формирование на стенке скважины тонкой непроницаемой фильтрационной корки, способной эффективно разобщить коллектор и раствор. Это позволяет не только максимально защитить коллектор от загрязнения раствором, твёрдой фазой и фильтратом, но и снизить вероятность поглощений раствора. Подбор фракционного состава производится с помощью специального программного пакета компании «MI Swaco».
Технико-технологические решения освоения скважин по объектам эксплуатации, определение потребности материалов, оборудования и специальной техники, продолжительности освоения скважин
6.1.6.1 Общие сведения
Эксплуатация объектов ПК1, ПК18-19, АУ7, БУ1-2,, БУ3-7, БУ8-9 (вариант А – с бурением пилотного ствола для проведения комплекса ГИС в БУ9-11; вариант Б - строительство двухзабойной скважины на БУ8) предусматривается открытым забоем с применением нецементируемых фильтров с заглушками диаметром 127, 168, 178 мм. На ПК1 (скв. 202) планируется строительство бокового ствола обсаженного фильтром 168 мм по восходящей траектории с установкой башмака в кровле ПК1. Для эксплуатации пласта ПК1 предусматриваются НКТ диаметром 168 мм, для пластов ПК18-19, АУ7, БУ3-7 и БУ8-9 - 127 мм, для БУ1-2 определена с НКТ диаметром 178 мм Для эксплуатации скважины с двухзабойным окончанием (пласт БУ8) предусмотрено использование НКТ диаметром 168 мм.
Пластовые давления близки к гидростатическим, в связи с этим освоение скважин необходимо производить в соответствии с СТП 39-21-003-2001 «Освоение скважин в условиях пластовых давлений близких к гидростатическим и техногенно сниженным» [1]. Учитывая условия залегания продуктивных объектов, свойства флюидов и фильтрационные свойства коллекторов, определены методы освоения объектов, которые сведены в таблицу 6.49.
Перед освоением необходимо предусмотреть спуск в скважину скребка, шаблона. При необходимости произвести закачку в интервал ММП от 0 до 400 метров незамерзающей жидкости - газоконденсата, плотностью 774 кг/м3. Для качественной промывки интервала установки фильтра и забоя скважин, замены технологических жидкостей, а так же для снижения уровня, с целью создания депрессии, рекомендуется использовать колтюбинговые установки типа М-2001, либо аналогичные. Колтюбинговые установки для освоения скважин используют согласно НД 158758-249-2003 «Технологический регламент по освоению скважин с помощью колтюбинговой установки на месторождениях севера Западной Сибири» [2]. Освоение скважин с двухзабойным окончанием производится в соответствии с Р Газпром 2-3.2-201-2008 «Рекомендации по технологии испытания и освоения многозабойных скважин на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 06.03.2008) – Москва: "ИРЦ Газпром", 2008 [3].
В случае принятия решения по испытанию эксплуатационных объектов в процессе бурения пластоиспытателями на трубах с целью проведения доразведки в БУ9-11, работы следует производить в соответствии с РД 51-00158758-205-99 [4].
Оборудование при освоении и газодинамических исследованиях: ДИКТ, глубинные манометры, термометры, глубинные пробоотборники, сепаратор, каротажный комплекс, емкости для замера - 1шт. (V=25м3); для сбора газоконденсата V=50м3 – 2 шт., образцовые манометры, лубрикатор.
Таблица 6.49 – Методы освоения объектов
| Пласт (объект) | Интервал объекта по стволу, м | Вызов притока | Газодинамические исследования | ||||||||||||||
| от (верх) | до (низ) | метод | депрессия на пласт, МПа | Рпл, МПа | тип флюи да | сред ний дебит тыс.м3/сут. | прони цаемо сть, мДа | количе ство режи мов | |||||||||
| Эксплуатационные газоконденсатные скважины | |||||||||||||||||
| ПК1 | разбуривание заглушек фильтра, перевод на г/к, плавный запуск | до 10 % от Рпл | 10,83 | газ | 600-1000 | 995,05 | |||||||||||
| ПК18-19 | до 20-30 % от Рпл | 18,01 | г/к | ||||||||||||||
| АУ7 | 20,84 | 500-2000 | 200-700 | ||||||||||||||
| БУ1-2 | 22,93 | 500-4000 | 100-200 | ||||||||||||||
| БУ3-7 | 26,7 | 200-1000 | до 60 | ||||||||||||||
| БУ8-9 (А)* | 28-30 | ||||||||||||||||
| Эксплуатационные газоконденсатные многозабойные скважины | |||||||||||||||||
| БУ8 (Б)** | разбуривание заглушек фильтра, перевод на г/к, плавный запуск | до 20- 30% от Рпл | 28-30 | г/к | 200-1000 | до 60 | |||||||||||
| Примечание: * Вариант А – строительство горизонтальной скважины с открытым забоем. По данному варианту предусматривается бурение пилотного ствола в интервале от 2829 до 2864 м по вертикали с целью проведения комплеска ГИС в объекте БУ9-11; ** Вариант Б - строительство двухзабойной скважины на пласты БУ8 | |||||||||||||||||
6.1.6.2 Освоение скважин с открытым забоем
В эксплуатационных скважинах оборудованных фильтрами перед освоением производят разбуривание заглушек долотом (фрезом), спускаемым на бурильном инструменте. После разбуривания и промывки скважины в течение одного цикла, производится подъем бурильной компоновки из скважины. Далее следует произвести шаблонирование и скреперование эксплуатационной колонны. После спуска колонны НКТ с комплексом подземного оборудования (при необходимости) и обвязки устья скважины производится перевод скважины на солевой раствор КСl (NaCl) плотностью 1110-1120 кг/м3. Установить верхнюю часть фонтанной арматуры (ФА). Опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями в присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ. На трубном, затрубном, межколонном пространствах скважины, а также на штуцерном блоке задвижек установить технические манометры с трехходовыми кранами, а на одной из рабочих струн арматуры - термометр.
Дальнейшие работы по освоению скважины производить с применением колтюбинговой установки типа М-20, либо аналогов отечественного или импортного производства. Внутрь колонны НКТ до башмака фильтра спускается БДТ колтюбинговой установки. С целью создания депрессии заменить буровой раствор в зоне продуктивного пласта и солевой раствор в скважине на газоконденсат плотностью 774 кг/м3. Эта операция проводится при создании противодавления на устье, препятствующего преждевременному поступлению пластового флюида в ствол скважины.С целью получения наиболее эффективной очистки интервала продуктивного пласта произвести промывку участка установки фильтра и забоя скважины. Произвести подъем БДТ.
Вытесняемый из скважины технологический раствор следует собирать в специальные емкости. Далее скважина плавно пускается в работу по трубному пространству и отрабатывается на факел на шайбах обеспечивающих депрессию до 20-30 % от Рпл.
Производится отработка скважины до полной очистки от техногенных примесей и стабилизации устьевых параметров. В условиях образования гидратов в затрубное пространство подают ингибитор гидратообразования (например, метанол).
При отсутствии притока или его неудовлетворительной величине проводят очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) методом обратных промывок с противодавлением, воздействие на пласт методом переменных давлений. При недостаточной депрессии (DР) снижают уровень скважинной жидкости с помощью скважины – донора, компрессора на выхлопных газах ДВС или азотной установки, например типа СДА 20/251, либо аналогов.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы, проводятся газогидродинамические исследования (ГДИ) на 7 установившихся режимах (5-прямых, 2-обратных), запись кривой восстановления давления (КВД) и исследования на газоконденсатность (ГКИ) по утвержденному плану. Для лабораторных анализов отбираются устьевые пробы газа сепарации, насыщенного и стабильного конденсата. Результаты вызова притока, и исследований оформить актом.
6.1.6.3 Освоение МЗС
С целью определения продуктивности отдельных стволов скважины и их взаимовлияния на производительность МЗС при ее дальнейшей эксплуатации рекомендуется производить последовательное освоение стволов скважины, а затем исследование всейМЗС в зависимости от применяемых систем заканчивания.
После проведения работ по исследованию основного ствола МЗС в соответствии с 6.6.2, производится установка мостовой пробки над испытанным интервалом.
Работы по освоению бокового ствола произвести в соответствии с 6.6.2.
После проведения работ по освоению и исследованию бокового ствола двухзабойной скважины следует приступить к извлечению мостовой пробки основного ствола. Рекомендуется для извлечения мостовых пробок использовать БДТ колтюбинговых установок.
6.1.6.4 Заключительные работы после освоения скважины
Если величина дебита соответствует прогнозному или проектному (при стабильном устьевом трубном и затрубном давлениях) принимается решение об окончании работ с последующей передачей скважины Заказчику в установленном порядке.
Перед передачей скважины Заказчику проводятся следующие работы:
- дренаж задвижек фонтанной арматуры;
- демонтаж факельных и нагнетательных линий;
- расчистка и планировка территории вокруг устья скважины.
Скважина передается Заказчику под давлением. Глушение скважины после освоения допускается только в исключительных случаях по требованию предприятия Заказчика. При этом должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения продуктивного пласта.
В случае консервации скважины заключительные работы проводятся по специальному, дополнительному плану, согласованному с геологической службой предприятия Заказчика, органами Ростехнадзора и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».
6.1.6.5 Потребное количество материалов, продолжительность работы специальной
техники и время освоения скважин
Потребное количество материалов для освоения пластов представлено в таблице 6.50, продолжительность работы специальной техники в – таблице 6.51, время освоения скважин – в таблице 6.52.
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 286 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Технология бурения скважин | | | Расчет технико-экономических показателей и сметной стоимости строительства скважин |