Технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский Государственный Университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

"Технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии"

Выполнил: Сайподинов С.М.

Проверил: доц. Балицкий В.П.

Москва 2015

Содержание

Введение

1. Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

2. Бурение пластов на депрессии с применением технологии гибких труб (COILED TUBING)

3. Технология для бурения на депрессии "Циркуляционная система"

4. Герметизация устья скважины

5. Блок приготовления пены

6. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт при спускоподъемных операциях

Заключение

Литература

Введение

С каждым годом в мировой экономике требуется все больше нефти и все дальше от обшитых территорий ходят нефтяники в поисках черного золота. Все дороже каждая добытая его тонна. Однако традиционные технологии добычи позволяют извлечь из недров только 30% запасов нефти, миллионы тонн черного золота остается лежать в земле Выход здесь только один - это разработка и внедрение новых подходов к освоению и эксплуатации месторождений. Уже сегодня современные технологии позволяют резко увеличить нефтеотдачу пластов и в первую очередь они касаются процессов бурения. Повышением эффективности нефтедобычи ученные занялись задолго до нефтяных кризисов. Проведенные научные исследования доказывали, что нефтеотдача напрямую связана с методом используемым при первичном вскрытии нефтяного пласта особенно это актуальна при эксплуатации старых месторождений имеющее низкое пластовое давление и высокую степень выработки. Существуют две технологии строительства: на репрессии и на депрессии. Вообще технология должна быть на репрессии. Почему? Потому что на угнетение пластов к которым мы приходим. Угнетение пласта нам необходима для того, чтобы флюиды безконтрольно не попали в ствол скважины и не привели к фонтану или еще к чему либо. Но в тоже время когда мы вскрываем продуктивный пласт на репрессии используются разные множества растворов и все они приводят к снижению фильтрационных и емкостных свойств -это пористость и проницаемость пласта. Снижение пористости и проницаемости пласта приводит к тому, что меньше притекает в ствол скважины нефти, примерно остается лежать 30% и скважина остается " больная". При работе на репрессии буровой раствор приводит к закупорки пор пласта призабойной зоны, а когда бурим на депрессии, мы пробуриваем до продуктивного пласта ствол скважины, в кровлю продуктивного пласта спускаем колонну и далее создаем в скважине условия депрессии т.е. чтобы флюид не давил в скважину каким-то флюидом а поступал в ствол скважины и тем самым в скважине призабойная зона остается чистой. В виду того, что мы бурим не создавая репрессий на пласт, не загрязняем и мы сохраняем коллекторские свойства пласта. репрессия скважина пласт

1. Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина - пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии. В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина - пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС). В последней редакции Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6], утвержденных постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 9.04.1998 г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной. Однако в одних случаях допустимая депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо мала, в других - очень велика, а в третьих - бурение на депрессии вообще недопустимо. Ввиду этого практически все нефтяные компании России большое внимание уделяют качеству строительства скважин и вскрытия продуктивных пластов. Для этого широко привлекают новые прогрессивные технологии бурения. Одной из таких технологий является бурение на равновесии или при депрессии на пласты. Вскрытие пластов в условиях депрессии создает предпосылки для сохранения естественного состояния вскрываемых продуктивных пород. Традиционно бурение осуществляется на репрессии, когда давление Рскв промывочной жидкости в скважине выше пластового давления Рпл. Следствием этого является проникновение промывочной жидкости (ПЖ) в пласты и их кольматация (рис.1). Бурение в условиях депрессии, когда рскв ‹ рпл, наоборот, вызывает приток пластового флюида в скважину, сохраняя при этом естественные коллекторские свойства пород. Режим бурения на депрессии наиболее оптимален также для проведения геолого-геохимических исследований.

Рис. 1. Взаимодействие в системе "скважина - пласт" при бурении на депрессии и репрессии

2. Бурение пластов на депрессии с применением технологии гибких труб (COILED TUBING)

Одним из наиболее технологичных способов бурения, обеспечивающих вскрытие продуктивных пластов на депрессии, является применение колтюбинга. Колтюбинговый способ бурения (coiled tubing), основанный на использовании безмуфтовых гибких труб, находит широкое развитие при бурении новых скважин и новых стволов из старых скважин. Высокая техническая и экономическая эффективность достигается при бурении наклонных и горизонтальных боковых стволов из существующих скважин. Особенно эффективным колтюбинг может оказаться на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, для реанимирования старого фонда скважин путем зарезки боковых стволов.

Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, а в качестве промывочных жидкостей используются несколько типов промывочных жидкостей, в том числе раствор на нефтяной основе, разбавленный азотом. Для поддержания требуемого давления промывочной жидкости в призабойной зоне и регулирования его значения на устье скважины создается избыточное давление, которое поддерживается управляемой системой дросселирования. Таким образом, забойное давление регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности промывочной жидкости, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом). Процессом бурения управляют два специалиста: оператор колтюбинговой установки и оператор по режиму бурения и промывочной жидкости. Оператор колтюбинговой установки размещается в кабине управления, в которой на экране компьютеров отображается информация со всех контрольно- измерительных приборов. Кабина размещена за барабаном с гибкой трубой на одной линии с устьем скважины. Оператор по режиму бурения отвечает за работу циркуляционной системы, контролирует параметры циркулирующей промывочной жидкости и обеспечивает заданный уровень депрессии. Оператор по режиму бурения размещается в отдельной кабине, где на информационном табло компьютера отображается информация со всех наземных датчиков.

Информация с забойной телеизмерительной системы и наземных датчиков позволяет определить положение долота относительно продуктивного интервала, а управляемый с устья отклонитель позволяет оперативно вносить коррективы в траекторию ствола скважины.

Совершенно очевидно, что преимущества данной технологии могут быть полностью реализованы только при строгом соблюдении в заданных интервалах технологии бурения и точном поддержании режимов бурения и параметров циркулирующей промывочной жидкости. Поэтому крайне важны оперативный контроль параметров в режиме реального времени и непрерывный анализ регистрируемой информации. Традиционные технические и программно-методические средства ГТИ для решения этих задач малопригодны, так как выносное оборудование (датчики, дегазатор, табло бурильщика и т.д.) невозможно установить на установке колтюбинга и на узлах закрытой циркуляционной системы. Многие алгоритмы и методы (например, измерение веса колонны, нагрузки на долото, глубины скважины и др.) не пригодны для данной технологии бурения, поэтому для контроля наземных параметров колтюбингового бурения разработан специализированный аппаратурно-программный комплекс.

Аппаратурно-программный комплекс включает:

комплект датчиков;

устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО);

модуль управления исполнительными механизмами бурового оборудования и циркуляционной системы;

комплект соединительных кабелей;

рабочее место оператора колтюбинговой установки;

рабочее место оператора по режиму бурения.

3. Технология для бурения на депрессии "Циркуляционная система"

На рис. 2 схематично изображены технологическое оборудование, входящее в состав закрытой циркуляционной системы, и места установки датчиков. В целом циркуляционная система состоит из ряда емкостей и механизмов, соединенных между собой соответствующими трубопроводами. Циркуляционная система начинается от отводной линии превентора, на которой установлен блок дросселирования. С блока дросселирования промывочная жидкость поступает в шламоотделитель, где она отделяется от твердой фракции. Часть промывочной жидкости направляется в блок пробоотборника, который улавливает шлам из скважины для геологического анализа. После очистки от твердой фазы промывочная жидкость попадает в сепаратор, в котором происходит разделение газа и жидкости. Газ через регулятор давления поступает на факельную линию или в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Давление в системе "шламоотделитель - сепаратор - приемная емкость" составляет от 0,1 до 0,3 МПа, что обеспечивает последующую подачу ПЖ на вход бурового насоса.

Рис. 2. Схема размещения датчиков в закрытой циркуляционной системе для вскрытия пластов на депрессии

На входе в скважину в линии высокого давления циркуляционной системы установлены следующие датчики ПЖ: давления, расхода, плотности и температуры. Датчики установлены в специальном блоке манифольда, который монтируется в линию высокого давления с помощью быстросъемных соединителей БРС- 60. Для контроля расхода азота в нагнетательной линии азотной установки монтируется газовый расходомер.

На выходе из скважины в линии низкого давления после блока дросселирования установлены датчики ПЖ: давления, расхода, плотности, температуры и электропроводности. Датчики также смонтированы на специальном блоке, который устанавливается в циркуляционную систему через быстросъемные соединители БРС-73.

На сепараторе устанавливается датчик давления, а на факельной линии, соединяющей сепаратор с факельной установкой, вмонтирован датчик суммарного газосодержания. С этой же линии, при необходимости, газ снимается для покомпонентного анализа его состава.

На приемной емкости установлены контактный датчик раздела сред воды и нефти, датчик уровня и датчик давления. На компенсационной емкости установлен датчик уровня.

Сигналы с датчиков через распределительные коробки, установленные в местах компактного размещения датчиков, поступают на устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО), находящееся в кабине оператора колтюбинговой установки, и далее через СОМ порт в компьютер оператора. Программное обеспечение позволяет регистрировать и визуализировать на экране компьютера всю информацию в удобном для восприятия виде. Оно имеет многооконную структуру, позволяющую одновременно контролировать информацию с забойной телеметрической системы и с датчиков, смонтированных на колтюбинговой установке. Компьютер оператора колтюбинговой установки соединен в единую сеть с компьютером оператора по режиму бурения; регистрируемая информация дублируется на двух компьютерах одновременно.

Программное обеспечение позволяет контролировать и поддерживать заданный уровень ПЖ в приемных и компенсационных емкостях. При увеличении или уменьшении уровня ПЖ в приемной емкости по сравнению с заданным компьютер выдает управляющий сигнал на модуль управления исполнительными механизмами, который включает перекачивающие насосы на закачку или на откачку.

Следует отметить, что данная работа является одним из первых опытов разработки отечественной аппаратуры и технологии геолого-технологических исследований в процессе бурения на облегченных ПЖ с применением колтюбинговых установок. Следует ожидать, что работы в этом направлении будут продолжены, а технические средства и методы контроля и управления процессом колтюбингового бурения будут развиваться и совершенствоваться.

4. Герметизация устья скважины

Для герметизации устья скважины при бурении с промывкой ГЖС или пеной необходимо дополнительно устанавливать на устье скважины вращающийся превентор (ПВ). Тип ПВ выбирают в зависимости от диаметра долота. Перед монтажом ПВ проводится осмотр элементов превентора, контролируется смазка в узле подшипника, шевронном уплотнении, а также проверяется работоспособность масляного насоса.

Нижний фланец корпуса ПВ крепится болтами к верхнему фланцу переходной катушки, соединяющей ПВ с превентором универсальным гидравлическим (ПУГ), входящим в блок ПВО. Компоновка блока ПВО определяется Правилами [6].

Затем проводится спуск бурильной колонны. На последнюю

Рис 3. Превентор вращающийся:

1 - привод насоса; 2 - вкладыш; 3 - корпус патрона; 4 - узел подшипников; 5 - ствол; 6 - шевронное уплотнение; 7 - корпус; 8 - уплотнительный элемент; 9 - байонетная гайка; 10 - насос

бурильную трубу одевается ствол с уплотнительным резиновым элементом, труба наворачивается на спущенную колонну бурильных труб, подвешенных на элеваторе, и опускается в скважину. Вращающийся узел (ствол превентора с уплотнительным резиновым элементом) вставляется в корпус ПВ и фиксируется закрытием байонетного соединения. Сверху во вращающийся узел ПВ устанавливаются два вкладыша для его привода при вращении ведущей трубы (квадратной штанги). К боковому фланцу ПВ или переходной катушке крепится выкидная линия бурового раствора (резиновый шланг высокого давления), другой конец которой крепится к фланцу входного патрубка блока очистки и разрушения пены. Основное требование при монтаже ПВ - совпадение (центровка) оси превентора с осью ротора и колонны бурильных труб. Вращающийся превентор должен быть точно отцентрирован с ротором буровой установки, что предотвращает чрезмерный износ его вращающегося узла.

Для обслуживания ПВ при бурении и СПО оборудуется специальная площадка с ограждением и лестницей согласно требованиям.

Сущность технологии бурения с промывкой пеной с применением ГСЦ заключается в следующем. Готовится ПОЖ заданного состава в емкостях 10 циркуляционной системы. Объем ПОЖ должен быть равен двукратному объему скважины. ПОЖ насосом 9 подается в блок приготовления пены 8 с одновременным нагнетанием в него компрессором 6 инертного газа. Образовавшаяся пена под давлением через колонну бурильных труб и КНБК 14 закачивается в скважину.

Рис. 4. Принципиальная схема расположения бурового оборудования при бурении с промывкой пеной:

1 - крестовина; 2 - плашечные превенторы; 3 - вращающийся превентор; 4 - первичные приборы контроля расхода и давления рабочего агента; 5 - станция геолого-технологического контроля; 6 - компрессор; 7 - обратный клапан; 8 - блок приготовления пены; 9 - буровой насос; 10 - мерные емкости; 11 - задвижка; 12 - блок очистки и разрушения пены (БОРП); 13 - вибросита; 14 - компоновка низа бурильной колонны (КНБК); 15 -породоразрушающий инструмент

После заполнения скважины пеной создается избыточное давление на устье 0,5-0,7 МПа и осуществляется пробная циркуляция с целью опробования узлов и элементов наземной части замкнутой системы циркуляции. Бурение начинают после достижения оптимального сочетания технологических параметров промывки в ее наземной части. Параметры промывки контролируются и регистрируются станцией 5 с контрольно-измерительными приборами. Выходящий из скважины пенный поток через отвод вращающегося превентора 3 и буровой шланг высокого давления поступает в БОРП 12. В фильтре грубой очистки БОРП происходит отделение крупных фракций выбуренной породы из пенного потока. Сброс накопившегося шлама в амбар проводится в период остановки циркуляции. Пена, очищенная от крупных частиц выбуренной породы, попадает в циклонные сепараторы БОРП, где происходит дополнительная очистка ее от шлама. Пена поступает в аэратор БОРП 12, где происходят насыщение ее инертным газом, нагнетаемым компрессором низкого давления, и разрушение на составляющие фазы в вертикальном сепараторе-каплеотбойнике БОРП 12. Пенообразующая жидкость из вертикального и циклонных сепараторов стекает в емкость-отстойник и далее на вибросита 13, а газ удаляется в атмосферу. Пройдя вибросита и желоб, ПОЖ попадает в приемную емкость бурового насоса, и цикл повторяется. На период наращивания бурильной колонны останавливаются компрессора, затем насос. Закачка ПОЖ прекращается после продавливания ее в бурильную колонну через обратный клапан, устанавливаемый при спуске инструмента на последней трубе. Закрывается шаровый кран на ведущей трубе, и проводятся ее отворот и наращивание очередной бурильной трубы. Для предотвращения возможных осложнений при подъеме колонны бурильных труб с герметизированным устьем проводят технологическую операцию по временному блокированию продуктивного пласта, а подъем осуществляют с открытым устьем. При подъеме бурильного инструмента с герметизированным устьем давление на устье должно быть не более 3,5 МПа.

5. Блок приготовления пены

Для приготовления пены может быть использован эжектор, аэратор или обычный тройник, куда подаются ПОЖ и газ. В дальнейшем узел приготовления будем называть пеногенератором. Пена образуется в пеногенераторе путем смешивания ПОЖ, подаваемой насосом, и газа, нагнетаемого компрессором. Для предотвращения возможности образования взрывоопасной смеси углеводородного газа с воздухом

Правилами запрещено нагнетание воздуха в скважину. Для этой цели должен использоваться инертный газ (азот, выхлопные газы дизель-моторов буровых установок). Пеногенератор присоединяется через две задвижки к нагнетательной линии бурового насоса в виде байпасной линии. Для удобства используют быстросъемные соединения и резиновые шланги высокого давления. В нагнетательной линии,

между входом и выходом байпасной линии также устанавливается задвижка, которая закрывается, когда закачка ПОЖ идет через пеногенератор

Блок очистки и разрушения пены

Пена, используемая при бурении скважин, самопроизвольно не разрушается в течение длительного времени. Поэтому недостаточно применение только емкостей-отстойников для самопроизвольного разрушения пены. Кроме того, выброс отработанной пены на дневную поверхность может привести к загрязнению окружающей среды, что недопустимо. Вследствие этого для гашения пены, поступающей из скважины, применяют химические и физические способы, причем к последним относится механическое пеногашение. Химические способы пеногашения требуют использования специальных реагентов, которые эффективны только для гашения пен на основе ПАВ одного класса. В настоящее время промышленностью не выпускаются химические пеногасители, применение которых отвечало бы всем требованиям, предъявляемым к технологии этого процесса. Для решения поставленной задачи в практике бурения скважин и нефтегазодобыче используют механические способы разрушения пенных систем. Блок очистки и разрушения пены предназначен для очистки последней от выбуренной породы в процессе углубления скважины, а также разрушения ее с целью последующего использования ПОЖ. Блок рассчитан на рабочее давление pраб = 0,6 МПа. Объемная производительность различна в зависимости от расхода пены. Блок состоит из следующего оборудования: вертикального гравитационного сепаратора, фильтра грубой очистки, гидроциклонных сепараторов, аэратора, трубопроводов с задвижками и вентилями. Конструкция БОРП позволяет рационально включать его в существующие на буровых установках системы циркуляции бурового раствора. Присоединение БОРП к отводу ПВ осуществляется буровым грязевым шлангом высокого давления. Поток пены со шламом поступает в гравитационный сепаратор, фильтр, а далее в циклонные сепараторы, где происходят отделение и частичная очистка пены от выбуренной породы. Шлам через шламовый коллектор сливается в емкость-отстойник и далее на вибросита. Пена, очищенная от шлама, через выходной коллектор подается в деаэратор, где происходит насыщение ее газом, нагнетаемым компрессором низкого давления. Смесь пены и воздуха подается в вертикальный гравитационный газосепаратор с тангенциальным вводом и газоотводом. В этом узле оборудования БОРП происходят разрушение очищенного и дополнительно аэрированного потока пены, а также разделение жидкой и газообразной фаз потока и отвод их из блока. Фильтр грубой очистки предназначен для отделения шлама размером более 3 мм.

В гидроциклонах происходят более тонкая очистка пены от шлама размером до 0,5 мм, а также отделение газа из потока ПОЖ. Аэратор предназначен для повышения газосодержания оставшейся неразрушенной пены и резкого снижения ее устойчивости. Гравитационный сепаратор (трап) предназначен для окончательного отделения газа из ПОЖ и их раздельного выхода: азота выхлопного газа в атмосферу, а ПОЖ на вибросита системы циркуляции.

Блок дросселирования ГЖС

Схема обвязки устья скважины 1 приведена на рис. 5 Применение технологии бурения на депрессии и равновесии давлений в системе скважина - пласт начинается после монтажа и испытания на герметичность противовыбросового и другого специального оборудования. При выполнении первого рейса долота после выхода из-под башмака обсадной колонны определяются: пластовое давление по данным бурения; максимальное допустимое значение давления в открытом стволе (гидроопрессовка ствола скважины на давление начала поглощения);

сила сопротивления резинометаллического уплотнителя вращающего превентора;

остаточное давление в манифольде после остановки циркуляции; гидравлические сопротивления в затрубном пространстве. На основе уточненных данных осуществляются: оперативный прогноз градиентов пластового давления и давления начала поглощения; коррекция значения плотности бурового раствора;

коррекция показания ГИВ. Поддержание заданной депрессии или равновесия в системе скважина - пласт осуществляется путем регламентирования приведенной плотности бурового раствора спр, учитывающей наличие гидродинамических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины при СПО и циркуляции бурового раствора, а также значения устьевого давления. Минимальное значение приведенной плотности бурового раствора определяется для условия подъема бурильной колонны без циркуляции. Максимальное значение приведенной плотности бурового раствора имеет место при спуске бурильного инструмента с промывкой скважины.

Рис. 5 Схема расположения и обвязки оборудования при бурении скважины на равновесии давлений и депрессии в системе скважина - пласт:

1 - превентор с глухими плашками; 2 - превентор с трубными плашками; 3 - превентор универсальный; 4 - вращающийся превентор; 5 - блок регулирования устьевого давления; 6 - пульт управления блоком дросселирования; 7 - блок глушения и дросселирования; 8 - сепаратор; 9 - блок очистки; 10 - манифольд диаметром 100 мм

Так как наибольшую опасность представляет поглощение промывочной жидкости, величина max с не должна создавать давление, превышающее градиент давления начала поглощения. Основными признаками входа в интервал с АВПД являются:

увеличение механической скорости бурения и размера выносимого шлама;

появление затяжек и посадок бурильного инструмента; повышение крутящего момента при вращении бурильного инструмента; увеличение давления на стояке.

При появлении таких признаков следует уточнить значение порового давления, откорректировать плотность бурового раствора, проработать призабойную часть ствола до устранения затяжек и продолжить углубление скважины. При значительном расхождении проектных и фактических условий бурения необходимо выполнить комплекс ГИС для уточнения горно-геологических условий. Во время механического бурения плотность бурового раствора снижается. Перед подъемом бурильного инструмента плотность бурового раствора повышается до нормативной.

Переход на раствор другой плотности осуществляется двумя способами: с помощью закачки раствора большей плотности; с помощью схемы циркуляционной системы, обеспечивающей регенерацию бурового раствора и использование продуктов регенерации для его утяжеления. Снижение плотности обеспечивается гидроциклонной установкой. При этом буровой раствор необходимой плотности поступает в приемный мерник бурового насоса, а тяжелый - в специальную емкость. Перед подъемом бурильной колонны циркулирующий буровой раствор доутяжеляется до первоначальной плотности за счет добавки тяжелого раствора из специальной емкости. Ввод тяжелого раствора осуществляется после вибросит.

На первых бурящихся на площади скважинах рекомендуется использовать первый способ, т.е. необходимо иметь запас утяжеленного и облегченного раствора требуемой плотности и объема. Если при очередном наращивании остаточное давление в манифольде pост выше первоначально замеренного pзам, уточняется градиент пластового давления и корректируется плотность бурового раствора.

6. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт при спускоподъемных операциях

При бурении и капитальном ремонте скважин в условиях депрессии на пласт одними из самых ответственных операций являются спуск и подъем инструмента. Использование установок с непрерывными трубами (УНТ) полностью не решает проблему СПО под давлением. Вместе с тем, УНТ можно использовать только для бурения скважин среднего и малого диаметров, так как максимальный наружный диаметр гибкой трубы не превышает 60,3 мм. Кроме того, для крепления скважин в настоящее время применяются только свинчиваемые трубы и стыкосварные колонны. Поэтому проблема СПО при бурении, креплении и ремонте скважин большого диаметра при избыточном давлении на устье остается актуальной и требует скорейшего решения. При подъеме инструмента через герметизированное устье, устьевое давление является единственным фактором, контролирующим забойное давление. Однако при вскрытии газового пласта может произойти подъем газовой пачки и повышение давления на устье до значения, близкого к удвоенному пластовому давлению. С целью стабилизации процесса СПО, предварительно во вскрытый интервал закачивают пачку устойчивой трехфазной пены, затем вязкоупругую разделительную (буферную) пачку и выше промывочную жидкость. Избыточное давление поднимают до значения, которое в сумме с весом столбов промывочной, буферной жидкостей и пены будет обеспечивать равновесие давлений на кровле вскрытого газового пласта. По мере подъема труб избыточное давление на устье будет падать, и на кровле пласта будет создаваться депрессия. Для предупреждения накопления газовой пачки в скважине периодически или непрерывно в затрубное пространство необходимо подкачивать промывочную жидкость с целью поддержания устьевого давления на заданном уровне.

Заключение

Для предупреждения осложнений и повышения качества вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин необходимо снижать нормативную репрессию на пласт до равновесия давлений и депрессии в системе скважина - пласт. С этой целью рекомендуются: способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением, обеспечивающий оперативное регулирование забойного давления изменением избыточного давления на устье скважины, и гибкий переход от бурения на репрессии давлений к депрессии в системе скважина - пласт и наоборот; способ, в процессе которого при креплении обсадных колонн в режиме равновесия давлений в системе скважина - пласт в скважину, заполненную устойчивой трехфазной пеной, через герметизированное устье спускают обсадную колонну, проводят прямое цементирование до зоны поглощения и встречное цементирование с подъемом цемента до устья. Для временного блокирования продуктивного пласта рекомендуется метод закачки пены в скважину при условии статического равновесия пачки пены в среде жидкости большей плотности, чем плотность пены. Для этого могут быть использованы пенообразующие, полимерсолевые, вяжущие специальные жидкости, в том числе с ингибирующей кислоторастворимой фазой.

На основании проведенных исследований по фильтрации трехфазных пен в пористой среде горных пород получены следующие результаты: определены условия для проведения эффективного блокирования и изоляции поглощающих пластов с применением пенных систем; установлены изменения фактора сопротивления при фильтрации газа и воды в пенонасыщенной пористой среде; проведена оценка влияния природы твердой фазы пенной системы на интенсивность кольматации пористой среды горных пород. Для повышения эффективности вскрытия продуктивных пластов с аномальными давлениями рекомендуются технологии бурения в условиях гибкого регулирования давления в системе скважина - пласт (депрессия - равновесие - репрессия), которые учитывают: изменение фазового состояния газожидкостной смеси при движении по кольцевому пространству скважины; значения дебита газа и депрессии на пласт при максимально допустимом значении газосодержания промывочной жидкости; изменение давления в стволе скважины при проведении различных технологических операций (восстановление циркуляции, промывка, С П О). Применение технологий и технических средств при бурении и капитальном ремонте скважин в условиях равновесия давлений и депрессии на пласт позволяет получить экономический эффект за счет снижения затрат и дополнительного отбора газа или нефти из скважин П Х Г и месторождений, а также существенно повысить эффективность геологоразведочных работ.

Литература

1. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. -160 с.: ил. ISBN 5-8365-0132-7

Размещено на Allbest.ru