Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин методом одновременно-раздельной эксплуатации



Продуктивные отложения месторождений Юго-Западной Туркмении характеризуются сложным и неоднозначным составом пород, вод и бурового раствора, нефти. Каждая из составных частей, взаимодействуя с фильтратом бурового раствора, предопределяет ухудшение коллекторских свойств и уменьшение дебитов углеводородных флюидов.

Это ухудшение обусловлено преимущественно двумя процессами набуханием глин и образованием эмульсий. Ослабление этих процессов осуществляется за счет применения буровых растворов, фильтраты которых обладают совокупностью ингибирующих и поверхностно-активных свойств. В зависимости от конкретных особенностей, в частности, степени заглинизованности коллекторов, растворы, содержащие минеральные ингибиторы и ПАВ ХТ-48, по сравнению с другими типами глинистых буровых растворов обладают лучшими с (минимальной фильтрацией воды в пласт) свойствами, как при бурении скважины, так и при вскрытии продуктивных отложений.

Для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости, а также для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях применение растворов на нефтяной основе. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза тонкоразмолотым окисленным битумом.

На скважинах № № 147 и 156 Северный Готурдепе все продуктивные горизонты вскрыты на углеводородном буровом растворе. На скважине № 147 Северный Готурдепе с глубины 3800 метров до проектной глубины 4400 метров. А на скважине № 156 Северный Готурдепе с глубины 4100 метров до проектной 4300 метров с системы типа АЛКАР-3М обеспечен переход на раствор углеводородной основы и обеспечено успешное заканчивание строительства скважин до проектных глубин.

Ведение строительство и вскрытие продуктивной части скважин № № 147, 156 Северный Готурдепе на растворе углеводородной основы. На скважине № 147 Северный Готурдепе при бурение ствола Ø295,3мм было произведено замещение на раствор углеводородной основы типа “Версадрил”, с глубины 3800м. Далее ствол Ø 295,3мм с глубины 3800 метров до глубины 4206 метров по стволу, был пробурен наклонно-направленным под зенитным углом 42 градуса и азимутом 264 градус на растворе углеводородной основы типа “Версадрил”. Буровой раствор “Версадрил” — система на углеводородной основе, использует дизель как основу для предотвращения набухания глин. Система “Версадрил” — одна из самых идеальных систем для бурения активных глин, где устойчивость ствола является основным вопросом, кроме того данная система работает при высоких температурах до 180–190 градусов и имеет более улучшенные реологические свойства раствора и ингибирование. Система “Версадрил” имеет очень низкую водоотдачу. Водоотдачу можно понижать, если необходимо, добавлением реагента Versatrol (понизитель водоотдачи) и VG-69 (глина для создания корки). Данная система предотвратит гидратацию глин и при соблюдении соответствующих плотностных режимов, нестабильность ствола и даже предотвратит процесс кавернообразования и сальникообразования, благодаря своим высоким ингибирующим способностям, а также имеет хорошие смазывающие характеристики [1].

Для бурения данного интервала, был использован оборудование компаний “Шлюмбердже” для набора угла и выхода в направление, что требует особого контроля реологических параметров бурового раствора. Выбор углеводородной системы основывался на составе данной системы, которая является прямой эмульсией, где водная фаза является дисперной средой, что исключает химическую реакцию раствора с породами в скважине. На данный раствор с целью предотвращения проникновения фильтрата и незначительных поглощений добавлялся карбонат кальция (Safe Carb). Добавка карбоната кальция позволил остановить проникновение фильтрата в микротрещины и предотвратить неустойчивость ствола скважины.

На скважине № 147 Северный Готурдепе бурение ствола Ø215,9мм с глубины 4206 метров до глубины 4555 метров по стволу, был пробурен наклонно-направленным под зенитным углом 42 градус и азимутом 264 градус, смещением 298 метров на растворе углеводородной основы типа “Версадрил”. Система “Версадрил” имеет высокую эмульсионную стабильность и имеет соотношение дизель/вода на уровне 70/30 с электрической стабильностью, поддерживаясь на уровне 800–1500 Вольт для создания эмульсии и поддержания необходимых параметров раствора данного интервала. Учитывая, что данный интервал является с продуктивными коллекторами, показания водоотдачи удерживалось в пределах 3мл/30 минут. Такая водоотдача свела к минимуму вероятность повреждения коллектора и прилипания бурильного инструмента вплоть до устья скважины [2].

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе. С целью не повреждения продуктивных коллекторов показатели содержание твердой фазы на скважине № 147 Северный Готурдепе свели до минимума меньше 5 %.

Скважина № 156 Северный Готурдепе в отличие от № 147 Северный Готурдепе пробурена вертикально до проектной глубины 4300 метров с плотностью бурового раствора 1,40г/cм ³ . При вскрытии продуктивных горизонтов все параметры (электрическая стабильность, водоотдача, создания эмульсии, твердая фаза) поддерживались стабильно на необходимом уровне.

С целью регенерации барита и удаления твердой фазы были использованы гидроциклоны, ситогидроциклон и двойные центрифуги. Центрифуги постоянно использовалось для избежания твердой фазы в растворе. Перед цементированием обсадных колонн Ø244,5 и 139,7мм произвели снижение показания динамического напряжения сдвига в растворе.

Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на «равновесии»). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту

При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.

На исследуемых скважинах в процессе цементирования строго были соблюдены “Правила безопасности в НГДП”. На продуктивный пласт при цементировании не создавали высокое гидродинамическое давление, и не наблюдалось поглощение цементного раствора в продуктивные пласты. Во всех процессах цементирования уровень подъема цементного раствора получен до расчетного уровня.

На скважинах № № 147, 37, 156 и 200 площади Северный Готурдепе перфорация продуктивных горизонтов произвели на кумулятивными корпусными перфораторами типа ПКО-89, ПКО-102 и перфоратором компании “Шлюмбердже” типа “Энерджет”.

При одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух...трех пластов они изолируются друг от друга и в скважину спускается соответствующее количество колонн НКТ. В результате обеспечивается раздельная разработка пластов. В результате работа каждого пласта не влияет на характер эксплуатации других. И в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы.

Во всех исследуемых четырех скважинах была спущена двухлифтовая компоновка, с целью обеспечивания совместно раздельной разработки пластов, и при одновременной работе каждого пласта не иметь влияние на характер эксплуатации других, и для проведения в каждом пласте необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы. На скважинах № № 147, 156 нижняя часть в связи со спуском на эксплуатационную часть специальных фильтров, произведено бесперфорационное вскрытие.

Освоение на всех исследуемых скважинах произведены с заменой углеводородного и глинистого раствора на воду и с подачей газа на короткий лифт насосно-компрессорных труб газлифтным способом эксплуатации.

Длинный лифт после замены раствора на воду осваивался фонтанным способом эксплуатации.

В связи с успешным развитием науки и изобретением новых технологий в области качественного вскрытия продуктивных пластов накоплен большой опыт, применение которого находит хорошие успехи в зарубежных компаниях.

Литература:

1. Деряев А. Р. Технологические особенности вскрытия многопластовых продуктивных горизонтов и освоение их для одновременно-раздельной эксплуатации, сборник трудов института «Нефти и газа». — выпуск 11, Ашгабат: неширят гуллыгы, 2015. — стр. 183–193.
2. Деряев А. Р. Еседулаев Р., Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым. 2017. Стр 147–173.