В статье рассматривается и обосновывается предложение бурения скважин без выхода циркуляции с применением технической воды вместо дорогостоящих буровых растворов.После крепления скважины в устойчивых породах, дальнейшее бурение производить на технической воде с постоянным доливом в трубное и затрубное пространство, позволяющее сохранить естественные коллекторские свойства пород и уменьшить скин-эффект.
Ключевые слова:газопроявления, продуктивный горизонт, аномально низкое пластовое давление, бурение без выхода циркуляции, коллекторские свойства пород, скин-эффект.
Строительство скважины считается одной из сложных инженерно-технических сооружений, важной составной частью которой является вскрытие продуктивного горизонта, от качества вскрытия которого зависит весь последующий срок службы скважины. До недавнего времени вскрытие продуктивного объекта технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород, и в основе разработки технологической программы оставались технико-экономические вопросы — без осложнений и как можно быстрее пройти коллектор. Обращалось внимание на возможность возникновения газопроявлений, в связи с чем предпринимались предупредительные мероприятия.
Однако все чаще и чаще поднималась проблема сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта после его бурения. Предложено большое количество рецептур буровых растворов и растворов (жидкостей), используемых при перфорации. Тем не менее, сохранность продуктивного пласта — задача более глубокая и сложная и не ограничивается подбором специальных буровых растворов. Необходимо обратить внимание на все элементы технологии заканчивания скважины с приоритетом сохранения естественной проницаемости пласта при очевидном негативном воздействии ряда технологических факторов.
Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважины в период заканчивания.
В результате физико-химического и механического воздействия при заканчивании скважин изменяются коллекторские свойства пород в призабойной зоне, обусловленные взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил.
Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:
разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта;
изменение противодавления столба бурового раствора (вследствии изменяющегося давления столба цементного раствора);
фильтрация фильтрата бурового (и цементного) раствора;
изменяющийся температурный режим в скважине;
гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;
гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др.
В процессе вскрытия и разбуривания продуктивного пласта следует уделять внимание технологическим факторам, до минимума снижающим отрицательное воздействие, так как не учитывается большое значение этого процесса для последующей эксплуатации продуктивного пласта [1].
Решение проблемы качества строительства скважин сдерживается в первую очередь следующим фактором.
Регламенты и проекты на строительство скважины составляются без учета требований к качеству скважин, без основания условий, при которых они будут выполнять свое назначение. То есть уже на стадии проектирования закладываются все предпосылки некачественного строительства скважины.
При действующем экономичном механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых технических и технологических средств.
На территории Республики Узбекистан большинство месторождений с истощенными запасами и продуктивный горизонт с аномально низким пластовым давлением (АНПД).
Во время вскрытия таких пластов гидростатическое давление во много превышает пластовое, что приводит к поглощению, либо к катастрофическому поглощению с последующим проявлением. При воздействии больших давлений на продуктивный пласт происходит фильтрация раствора с закупориванием естественных коллекторских свойств пород, что приводит к дополнительным затратам во время освоения и к снижению дебита скважины.
Во избежание таких проблем предлагается бурение без выхода циркуляции с применением технической воды вместо дорогостоящих буровых растворов. После крепления скважины технической колонной в устойчивых породах, так называемых покрышках, дальнейшее бурение рекомендуется производить на пластовой воде с постоянным доливом в трубное и затрубное пространство. Бурение, таким образом, позволяет сохранить естественные коллекторские свойства пород и уменьшить скин-эффект.
Освоение таких скважин втрое дешевле, а дебит вдвое больше.
Данная технология бурения была применена на месторождениях Бухара — Хивинской нефтегазовой области, где были пробурены две скважины и проведено сравнение с ранее пробуренными скважинами традиционным путем (табл.1).
Таблица 1
Использование буровых растворов во время вскрытия продуктивного горизонта
|
Буровой раствор |
Плотность, гр/см3 |
Условная вязкость, сек |
Фильтрационная корка, мм |
|
На основе глины |
1,14–1,16 |
55–65 |
2,0–2,5 |
|
Биополимерный |
1,10–1,12 |
45–65 |
1–1,5 |
|
Без добавок (только вода) |
1,00–1,01 |
15 |
0 |
Наиболее распространенным показателем для оценки загрязнения продуктивного пласта является скин-эффект.
Объемная скорость притока пластовой жидкости из непораженного пласта в загрязненную зону согласно формуле Дюпюи описывается как:
,(1)
а приток из загрязненной зоны в скважину описывается как:
,(2)
где рз— давление на наружной границе загрязненной зоны; rз — радиус загрязненной зоны.
На рисунке 1 наглядно видно изменение давления во время освоения скважины.
Рис. 1. Изменение давления во время освоения скважины
Вместе с тем, Q1 = Q11 = Q, где Q — дебит при данной депрессии (pпл — pс), который можно получить из незагрязненного пласта с проницаемость kэкв.
Перепад давлений, необходимый для поддержания объемной скорости фильтрации Q через загрязненную зону определяется с помощью формулы (1) как:
.(3)
В случае, если эта зона не была повреждена для обеспечения такого же дебита требуется перепад давлений:
.(4)
Если вычесть из формулы (3) формулу (4), то результатом будет дополнительный перепад давления, который требуется для поддержания постоянной скорости фильтрации после загрязнения призабойной зоне скважины (ПЗС):
(5)
или
,(6)
где
.(7)
принято называть скин-эффектом(рис. 2).
Рис. 2. Распределение давления в случае повреждения пласта
В случае, когда Sk > 0, то это означает, что проницаемость ПЗС ухудшились в процессе вскрытия пласта (рис. 2). Если Sk < 0, то коллекторские свойства пласта улучшились (в результате проведения операций по интенсификации пласта).
Часто под поврежденной продуктивной зоной пласта (ПЗП) подразумевают скважину, которая имеет дебит ниже, описываемого по формуле Дюпюи (1) за счет появления дополнительной преграды при фильтрации флюида из незагрязненного пласта в скважину (т. е. за счет появления положительной величины скин-эффекта в знаменателе формулы) [2]:
.(8)
Таким образом,за счет использования пластовой (технической) воды и отсутствия механических воздействий на продуктивный пласт, значение скин-эффекта будет ниже нуля, что приведет к большему дебиту и к минимальным затратам во время освоения скважины, а с экономической точки зрения это выгодно со всех сторон.
Литература:
- Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб для вузов. 2001.
- Крылов В. И., Крецул В. В. Технологические жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин. — Ташкент: Филиал Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009. — C. 192.
