При бурении скважин на Сыньеганском месторождении с целью эксплуатации пласта ЮК2–4 возникает множество осложнений, которые увеличивают сроки строительства скважин и могут привести к потере ствола. В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большое внимание необходимо уделить процессу первичного вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4ивыбору и промывочной жидкости.
Были рассмотрены 2 типа буровых растворов раствор УНМБР и раствор на углеводородной основе
Раствор УНМБР
Разработанные растворы УНМБР-1 и УНМБР-2 предназначены для разбуривания глинистых пород и неустойчивых аргиллитов.
Растворы имеют начальную плотность 1030–1050 кг/м3 далее утяжеляются баритом согласно ФНиП ПБ-2013 до плотности обеспечивающей безаварийное вскрытие пластов с АВПД с различным коэффициентом аномальности. Обладают ингибирующими свойствами, необходимыми реологическими параметрами, для очистки ствола скважины от выбуренной породы и оптимальными значениями водоотдачи.
Таблица 1
Минералы ихимические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора
|
Хлорид калия |
Хлорид калия |
ГОСТ 4568–95 |
|
Гаммаксан |
Биополимер |
ТУ 2458–002–50635131–2003 |
|
Камцел |
Карбоксиметилцелюлоза |
ТУ 2231–037–26289127–2001 |
|
Праестол |
Полиакрилат натрия |
ТУ 2216–001–40910172–98 |
|
Ca(OH)2 |
Известь строительная |
ГОСТ 9179–77 |
|
Барит |
Утяжелитель |
ОСТ 39–128–87 |
|
КМ-10 |
Кольматан мраморный |
ТУ 5716–00112574404–2006 |
|
КМ-40 |
Кольматан мраморный |
ТУ 5716–00112574404–2006 |
Требуемые свойства бурового раствора после утяжеления
Плотность* (ρ), кг/м3 ..........................1500–1560
Условная вязкость (Т), с........................40–45
Водоотдача (В), см3/30 мин......................8,0–10,0
Статическое напряжение сдвига (СНС), дПа
за 10 сек...................................40–45
за 10 мин...................................60–90
рН.......................................8–10,0
Пластическая вязкость (
), мПа·с...................27–35
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа.........80–110
Липкость фильтрационной корки, град..............не более 2–3
Стабильность, кг/м3...........................не более 10
Коэффициент трения..........................0,04–0,06
Лабораторные исследования раствора УНМБР, прокачка через керн Сыньеганского месторождения
Влияние жидкости на продуктивные пласты в лабораторных условиях определяется по изменению проницаемости образцов породы после воздействия на них испытываемых растворов. В качестве количественного показателя оценки влияния раствора на образец керна используется коэффициент восстановления проницаемости β, который определяется как отношение проницаемости образца после воздействия на него фильтрата бурового раствора k1 к исходной проницаемости образца k0.
β = k1/k0∙100 (1)
Исследования осуществлялись на автоматизированной установке FDTES-100–140 в условиях, приближенных к пластовым.
Испытания проводились на естественных образцах горной породы правильной цилиндрической формы с выдержанным диаметром при термобарических условиях, моделирующих условия залегания пласта, в условиях статической и динамической фильтрации раствора.
В качестве модели призабойной зоны использовалась колонка естественных кернов диаметром 30 мм с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами. Образцы кернов приготавливались по стандартной методике. Керны, насыщенные керосином, моделировали нефтяной пласт, водой — ПЗП с насыщением водой перед определением приемистости в нагнетательной скважине.
Определялась исходная проницаемость образцов керна по модели пластового флюида.
Осуществлялось воздействие на образцы керна раствора в направлении, обратном течению пластового флюида.
Вычислялись коэффициенты восстановления проницаемости по длине колонки кернов. Оценивалась степень влияния фильтрата раствора на коллектор, путем сравнения изменения проницаемости образцов керна.
Вывод: восстановление проницаемости на установке FDTS-100–140 для предлагаемого раствора составило 35,79
Раствор на углеводородной основе для бурения под интервал эксплуатационной колонны
Раствор на углеводородной основе является высокоингибированной эмульсионной системой раствора на основе минерального масла. Для данных горно-геологических условий было выбрано минеральное масло с температурой вспышки в закрытом тигле более 100°С. Система применяется в условиях, когда с использованием традиционных типов раствора не удается в безаварийном режиме достичь геологических целей, указываемых геологической службой Заказчика. Особенно этот тип раствора актуален при вскрытии неустойчивых кровельных отложений склонных к обрушению. Оптимально подходит для бурения всех глинистых интервалов на месторождениях Западной Сибири и ЯНАО, где особое внимание уделяется высокой коммерческой скорости проходки и без аварийного строительства скважин
Таблица 2
Параметры бурового раствора
|
Параметры |
Интервал бурения |
|
|
1555–2300 |
2300–3145 |
|
|
Плотность, г/см3 |
1,12–1,20 (±0,03) |
1,20–1,25(±0,03) |
|
Температура замера реологии, °C |
+50 |
+50/+60*) |
|
ПВ, мПа*с |
15–48 |
15(13)-48 |
|
ДНС(З), дПа |
25–160 |
25(20}-160 |
|
СНС 10 сек, дПа |
15–120 |
15(10)-120 |
|
СНС 10 мин, дПа |
25–154 |
25(20)-154 |
|
Фильтрация (API), см3/30мин |
<3 |
<3 |
|
ES, В |
>350 |
>350 |
|
Водонефтяное отношение, % |
33/67–27/73 |
33/67–25/75 |
Вывод: Для качественного вскрытия продуктивного пласта ЮК 2–4 и безаварийного бурения скважин на Сыньеганском месторождении необходимо применять раствор на углеводородной основе.
Литература:
- Проектная документация на строительство эксплуатационных скважин на Сыньеганском месторождении
- Групповой проект на строительство эксплуатационной скважины Сыньеганского нефтяного месторожденя СургутНИПИнефть, г Сургут 2016
- НТД Методические рекомендации по применению УНМБР. Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» Тюмень 2013 г — 20 с.
- Кузнецов В. Г., Методические указания по научно-исследовательской работе для магистров всех форм обучения направления подготовки 21.04.01 Нефтегазовое дело по программе «Морское бурение» [Текст] /В. Г. Кузнецов, Ю. В. Ваганов. — Тюмень: ТИУ, 2017.- 26 с.
- Калинин А. Г., Левицкий А. З., Никитин Б. А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для ВУЗов. — М.: Недра, 1998. — 438 с.
- Булатов А. И., Просекова Ю. М., Шаманов С. А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для ВУЗов — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 1007 с.
- РД 08–200–03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Госгортехнадзор РФ, 2003. — 161 с.
- Басарыгин Ю. М. Заканчивание скважин. / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. — М, 2000. — 668 с.
- Гайворонский И. Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И. Н. Гайворонский, Г. Н. Леоненко, В. С. Замахаев. — М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. — 364 с.
- Ягафаров А. К. Теоретические и практические аспекты методологии вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков / А. К. Ягафаров, Н. П. Кузнецов, А. А. Ручкин, О. В. Нагарев, И. А. Кудрявцев, И. И. Клещенко, Ю. А. Савиных // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 12. — С. 32–35.
