КУРСОВАЯ РАБОТА.
1.4.1 Профиль проводки боковых стволов Одним из условий эффективности разработки месторождения БС является качественное проектирование их траектории. Проектирование профиля заключается в формировании регламентирующих определении комплекса параметров, необходимых для его расчета, построении оптимизационной процедуры расчета выходных параметров траектории БС. Типы профилей делятся на две группы. К первой относятся профили обычного типа, представляющие кривую линию, расположенную в одной плоскости; ко второй — профили пространственного типа, представляющие пространственную кривую линию. Основными составляющими элементами профиля наклонно- направленного бокового ствола являются следующие участки: набор, стабилизация, уменьшение зенитного угла. Сочетание трех этих видов интервалов приводит к широкому разнообразию проектных профилей (от двух интервального и более). Возможен профиль, содержащий участок набора зенитного угла с помощью отклонителя, участок набора зенитного угла с пониженной интенсивностью при помощи неориентируемых компоновок, участок стабилизации зенитного угла и участок регулируемого или естественного снижения зенитного угла. При отклонениях от основного ствола до 300 м, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, возможно проектирование бурения боковых стволов по трех интервальному профилю, содержащему вертикальный участок (основной ствол), участок набора зенитного угла и участок естественного снижения угла (или стабилизации). Все рассмотренные выше виды профиля проектируются в одной плоскости, то есть являются плоскими. При проводке БС в сложных горно-геологических условиях, когда геологические факторы оказывают значительное воздействие на траекторию БС, используют профили пространственного типа, предусматривающие участок с естественно изменяющимся зенитным углом и азимутом. Проектирование такого профиля предполагает расчет координат места зарезки БС относительно координат проектной точки забоя с использованием выявленных закономерностей зенитного угла и азимутного искривления скважины, либо забуривания участка начального искривления отклонителем в азимуте, учитывающим закономерности естественного искривления скважины при дальнейшем бурении. При определении профиля БС следует руководствоваться возможностью его выполнения, т.е. соответствие современному уровню техники и технологии; оптимальным сочетанием входных и выходных параметров. При проектирование БС следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов. Профили проектируются плоскостными пространственными. Требование к исходным данным, необходимых для проектирования БС: - достоверность пространственного положения эксплуатационной колонны; - достоверность положения эксплуатационного объекта; - оценка погрешностей расчета определяемых параметров трассы БС на основе технической точности измерительных систем, статистических расчетов; - достаточная степень свободы варьирования значений входных параметров для сходимости оптимизационной процедуры построения траектории БС. Основные исходные параметры должны быть отражены в техническом задании на составление проектной документации на строительство БС. Минимальный отход точки входа в пласт от вертикальной проекции точки забуривания ограничивается максимально допустимой интенсивностью искривления и величиной зенитного угла в месте забуривания. Интенсивность искривления ствола скважины (град/10м) рассчитывается по формуле: I = 573/ R,
где, R - радиус кривизны ствола скважины, м. 1.4.2 Конструкция боковых стволов БС проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы потайных колонн («хвостовиков») диаметром 88,9 мм, 101,6 мм и 110 мм (114,3мм), соответственно. Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.4.
Таблица 1.4 - Размер обсадных труб
Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя: - открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС); - открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой); - закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка. Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень. Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования. В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает: - посадочный адаптер; - подвеску «хвостовика», - обсадные трубы; - пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер- манжету; - фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему); - центраторы; - башмак. В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая: - посадочный адаптер; - подвесное устройство; - обсадные трубы; - центраторы; - стоп-кольцо; - обратный клапан; - перфорированный патрубок; - башмак. После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах. При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка. При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской. Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования. После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора. Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%. «Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом "Tylose Е-29651" из расчета 0,25 - 0,3 % реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок. Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий. После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика». После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика».
Исходные данные: Диаметр эксплуатационной колонны D экс. колонны 168 мм; Толщина стенок 8,94*7,32*10,6 мм; Диаметр хвостовика 101,6 мм; Толщина стенки 6,5 мм; Диаметр СБТ 73 мм; Длина СБТ 2020 м; Толщина стенки 9,19 мм; Текущий забой 2326 м; Длина открытого ствола 256 м; Длина хвостовика 306 м; Диаметр открытого ствола 123,8 м; Длина цементируемой части хвостовика 267 м;
1) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности: - башмак ТГС-106,1; - обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. — 11 м - перфорированный фильтр диаметром 101,б мм, длиной 30-33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали(3 шт); - перевернутый обратный клапан «УДОЛ»; - манжетный переводник МП-102 в интервале 2290-2285 м; - перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м; - обратный клапан «УДОЛ»; - стоп — кольцо. 2) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья. 3) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ. 4) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем. 5) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать лево- правый переводник. Залить воронку отработанным маслом. 6) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с. 7) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ. 8) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники. 9) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз. 10) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой - не более 1 м. 11) Промыть скважину в течении 1 цикла. 12) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика. 13) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента. 14) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика. 15) Посадить СБТ на клинья. 16) Отвернуть квадрат. 17) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку. 18) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность. 19) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м. 20) Присоединить к головке линию цементирования. 21) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа. 22) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания. 23) Закачать буферную жидкость 3 м3 — раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа. 24) Закачать расчетный объём цементного раствора. 25) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке. 26) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом. 27) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент. 28) Прокачав 90 % расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления. 29) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки. 30) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л. 31) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп - кольца и обсадной колонны. 32) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов. 33) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика. 34) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75 % от времени схватывания цементного раствора. 35) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с. 36) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ.
1.4.3 Бурение боковых стволов Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород. Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. В таблице 1.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691-3087 м.
Таблица 1.5 - Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 - 3087 м.
В таблице 1.6 представлены категории твердости пород.
Таблица 1.6 – Твердость горных пород
В таблице 1.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности. Таблица 1.7 - Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности
Выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя осуществляется, исходя из физико-механических свойств разбуриваемых пород и требуемого момента на валу для их разрушения. Диаметр СБТ выбираются 73 мм и 89 мм, а УБТ (гладкостенных или спиральных) равными 89 мм и 108 мм, соответственно, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм и 168 мм. Рекомендуемые размеры СБТ приведены в таблице 1.8., а УБТ — в таблице 1.9.
Таблица 1.8. – Размеры бурильных труб с высаженными концами с приваренными замками
Таблица 1.9 – Размеры утяжеленных бурильных труб
Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) выбираются из условия обеспечения реализации проектного профиля бокового ствола с учетом беспрепятственного прохождения их в различных интервалах ствола скважины. При бурении горизонтального участка ТБТ ставить вслед за забойным двигателем нецелесообразно. Для скважин с обсадной колонной диаметром 146 мм рекомендуется следующие компоновки: - при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка— долото Ш 124 C3-ЦАУ В.204, винтовой забойный двигатель Д0-10б, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 73 – остальное; - при бурении интервала стабилизации: долото III 124 СЗ-ЦАУ R 204, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ – 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ-73 – остальное; - при проработке БГС – райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ – 73, ТБТ общей длиной 50-100 м, СБТ – 73 – остальное. Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм рекомендуются следующие компоновки: - при выходе из колонны, бурении интервалов набора параметров кривизны, бурении горизонтального участка- долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель Д0-106, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 - 50 м, СБТ-89 — остальное; - при бурении интервала стабилизации - долото Ш 144 C3 ГАУ R203, винтовой забойный двигатель ДО-106 со стабилизирующим элементом, безопасный переводник, обратный клапан, телеметрическая система, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 — 50 м, СБТ-89 — остальное; - при проработке БС — райбер диаметром 130 мм, калибратор диаметром 144 мм, расчетное количество СБТ — 89, ТБТ общей длиной 25 50 м, СБТ-89 — остальное. Режимы и технология бурения наклонно-направленного и горизонтального участков ствола скважины рекомендуются следующие: - расход бурового раствора выбирается из условий качественной очистки ствола скважины, а также в зависимости от энергетической характеристики гидравлического забойного двигателя таблица 1.10.
Таблица 1.10. Рекомендуемый расход бурового раствора
Минимально необходимая (критическая) скорость восходящего потока определена в соответствии с рекомендациями. Осевая нагрузка на долото должна обеспечивать получение максимальной механической скорости и не превышать максимально допустимую величину для данных типоразмеров долот, таблица 1.11.
Таблица 1.11 – Рекомендуемые типоразмеры долот
В качестве очистного оборудования предлагается использовать вибросито, илоотделитель или импортные ситогидроциклонные установки. Технология бурения интервала набора параметров кривизны и горизонтального участков БС рекомендуется следующая: - спустить компоновку, предназначенную для выхода из колонны, на 5-10 м ниже прорезанного интервала и восстановить циркуляцию промывочной жидкости при малой подаче насоса. - в процессе промывки скважины сделать замер параметров бурового раствора и в случае их отклонения от проектных значений, произвести обработку химическими реагентами. - при прохождении «окна» с целью недопущения заклинки бурильного инструмента следить за его посадками. - произвести ориентирование двигателя-отклонителя с помощью телеметрической системы. - приработать долото в течение 5-15 минут с нагрузкой 5 кН и продолжить дальнейшее углубление скважины на режимах. После отхода от основного ствола скважины на 3-4 м перед каждым очередным наращиванием бурильного инструмента для устранения возможных осложнений, уступов, посадок и затяжек провести проработку пробуренного интервала с вращением ротора. Если фактическая интенсивность набора параметров кривизны превышает проектную, необходимо чередование ориентировочного и неориентировочного (с вращением ротора 50-60 мин-1) режимов бурения. При этом угол перекоса забойного двигателя не должен превышать 1 град. 40 минут. Допускается бурение участков стабилизации и горизонтального забойным двигателем с углом перекоса 1 град. 40 минут (с вращением ротора 50-80 мин-1). При этом в случае необходимости, корректируются параметры кривизны. Это позволяет сформировать плавную траекторию ствола скважины, а также улучшить вымывание шлама и снизить вероятность возникновения осложнений. При завершении долбления ствол скважины промывается в течение одного цикла с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину ведущей трубы и выравниванием параметров бурового раствора до проектных значений. После достижения проектного забоя скважины прорабатывается от интервала забуривания до забоя компоновкой, включающей райбер диаметром 118 мм, калибратор диаметром 123,8 мм, расчетное количество СБТ -73, ТБТ-89, СБТ-73 остальное с одновременным вращением ротора со скоростью не более 80 мин-1. В случае необходимости при проработке бокового ствола допускается установка в КНБК двух калибраторов. С целью недопущения забуривания нового ствола при проработке инструмент подается непрерывно с равномерной нагрузкой 20-30 кН. Скорость проработки устанавливается в зависимости от сложности прорабатываемого интервала. Перед спуском бурильного инструмента проверяется качество сборки забойного двигателя согласно правилам его эксплуатации. При каждой смене долота производится его тщательный осмотр. Проверяются шаблонами наружные диаметры калибрирующих и стабилизирующих элементов КНБК. При необходимости производят смену с последующей проработкой интервала последнего долбления. В процессе углубления скважины постоянно ведется наблюдение за количеством выносимого шлама. В случае прекращения выноса шлама или уменьшения его количества углубление забоя необходимо прекратить, а скважину промыть в течение одного цикла с расхаживанием инструмента. В случае появления посадок или затяжек бурильного инструмента при проведении спускоподъемных операций (СПО) необходимо проработать зоны сужения до их полного устранения. Особое внимание уделять прохождению компоновкой низа бурильной колонны интервала забуривания. Запрещается оставлять бурильный инструмент в скважине без движения и циркуляции более 5 мин. Перед спуском «хвостовика», после проработки ствола, скважину промыть в течение двух циклов с выравниванием параметров бурового раствора до проектного значения.
1.5 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.
1.6 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.
1.7 Заканчи
|
