В. Н. КОШЕЛЕВ
ОАО НПО «Бурение»
э
ЧУ,
ффективность строительства скважин напрямую связана с их продуктивностью, а последняя — с сохранением максимально возможной проницаемости коллекторов (и длительности высокопродуктивной работы скважин).
Поэтому одна из основных проблем при разработке нефтяных и газовых месторождений — сохранение естественных фильтрационных свойств продуктивных пластов на разных этапах строительства и эксплуатации скважин: первичное вскрытие пород-коллекторов бурением, перфорационные работы, глушение и последующее освоение скважин, капитальный ремонт и т.п.
В результате аналитического исследования влияния различных факторов на проницаемость коллекторов установлено, что предотвратить или существенно уменьшить влияние загрязняющих факторов позволяют следующие мероприятия:
2. Добавка неорганических солей для предупреждения набухания и диспергирования глин.
3. Обработка раствора или технологической жидкости ПАВ, регулирующими их нефтесмачива-ющую и эмульгирующую способность.
4. Обработка раствора с целью исключения осадкообразования при взаимодействии раствора с пластовыми породами, флюидами и другими жидкостями.
Для реализации этих мероприятий в ОАО НПО «Бурение» разработаны и апробированы эффективные материалы для буровых растворов и жидкостей перфорации, не загрязняющих продуктивные пласты:
1) ПАВ комплексного действия ПКД-515 (ТУ 39-05765670-ОП-211-95), представляющий собой гармонично сочетающуюся композицию ПАВ, снижающий негативное влияние буровых растворов и
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
1. Ограничение проникновения фильтрата и твердых частиц в пласт за счет:
— обработки растворов полимерами, снижающими фильтрацию водной фазы;
— сокращения времени контакта жидкости с пластом;
— снижения перепада давления в системе скважина — пласт.
других технологических жидкостей на нефтепро-ницаемость продуктивных пластов;
2) смеси высокомолекулярных ПАГ (ТУ 2458003-10075157-00) с различной температурой помутнения, представляющие собой неионогенные ПАВ, вещества 4-го класса опасности, с высокой (более 200°С) температурой вспышки. ПАГи обладают смазочными свойствами, обеспечивают повышенную устойчивость полисахаридных реаген-
Табл.1.
Результаты внедрения комплексной технологии заканчивания скважин на Восточно-Еловом месторождении 0А0 "Сургутнефтегаз "
Состав бурового раствора Вторичное вскрытие Результаты испытаний
№ № скв./куст КМЦ Кем-Рас Рoly-КемД Гивпан ГКЖ НТФ СМ-1 Жидкость перфорационная КПС-1 ^ Перфорированная мощность, м К-во отверстий Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, м3/сут Проницаемость, мкМ Динами-ческий уровень, м Забойное давление, МПа Кпрод., М/сут МПа Проводимость, ммоМ
Скважины, пробуренные в соответствии с требованием «Программы»
116/612 + + - + + - 6,6 70 12 9,5 0,137 510 21,0 2,07 0,904
413/615 + + - + + - 3,4 90 11 9,2 0,153 382 22,1 2,04 0,520
3 302/623 + + + - + - + 5,2 80 10 8,3 0,171 0 25,4 3,57 0,889
4 303/623 + + - + 5,0 80 12 9,8 0,055 100 24,5 3,24 0,275
5 318/623 + + + + - - + 4,4 100 10 8,6 0,180 0 25,2 3,33 0,676
Среднее 2,85 0,676
Скважины, пробуренные с превышением плотности бурового раствора при первичном вскрытии
213/615 + + - + - 5,4 80 11 6,8 0,105 780 19,3 1,34 0,567
7 317/623 + + - + М СМ-1 - 4,0 80 10 8,2 0,180 740 19,2 1,11 0,720
321/623 + + - - + 3,8 80 8 6,7 0,110 0 25,4 2,85 0,418
256/623 + + + + - 6,2 140 12 7.2 0,119 748 19,8 1,43 0,738
10 497/612 + + + + + - 8,0 80 8 6,2 0,126 940 17,4 0,83 1,008
Среднее: 1,68 0,610
Примечание: на всех скважинах произведено ступенчатое цементирование с установкой муфты на 300 - 320 м выше продуктивного пласта; все скважины работают с глубинными штанговыми насосами; СМ-1 - катионный ПАВ
тов к поливалентным катионам и термоокислительной деструкции, а также обладают низкой пе-нообразующей способностью.
Первый продукт используется в основном для безглинистых растворов и жидкостей перфорации, второй — для растворов при первичном вскрытии.
Для оценки эффективности различных технологических операций по заканчиванию скважин; используются различные наборы фактических данных. В результате чего сравнить полученные результаты бывает затруднительно и получаемые оценки не однозначны.
Примером традиционного подхода оценок могут служить данные по повышению относительной продуктивности пласта ЮС1 Восточно-Елового месторождения ОАО «Сургутнефтегаз».
В ОАО «Сургутнефтегаз» в 1998 г. проводились опытно — промышленные испытания комплекса технологий заканчивания на 10 скважинах Восточно — Елового месторождения. В табл. 1 и рис. 1 приведены данные по этим испытаниям.
По результатам анализа испытаний авторами «Программы» сделан вывод, что соблюдение комплексной технологии и поддержание забойных параметров (в основном плотности) бурового раствора в соответствии с разработанными требованиями обеспечивает повышение продуктивности скважин не менее чем на 25 — 30%. Если провести более тщательный и выборочный, а не усредненный анализ полученных результатов, то выводы авторов «Программы» не настолько однозначны.
В табл. 2 приведены те же данные по продуктивности, а так же удельному коэффициенту продуктивности и удельному коэффициенту продуктивности, приведенному к плотности перфорации.
Из данных табл. 2 видно, что скважины из группы, пробуренных в соответствии с «Программой» (№ 308, 303 и 318 куст 623), а также № 321 куст 623, пробуренной с отклонением от «Программы» (выделены цветом), имеют наилучшие показатели как по коэффициенту продуктивности, так и по удельному коэффициенту продуктивности.
На рис. 2 приведены данные по результатам оценки качества заканчивания скважин, сформированные по наилучшим и худшим показателям. При всем многообразии факторов, перечисленных в табл.1, основным и характерным отличием лучшей группы скважин является применение в качестве жидкости перфорации солевого раствора с ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515.
Обладая способностью гидрофобизировать по-ровое пространство коллектора, снижать межфазное натяжение на границе между перфорационной средой и углеводородной средой пласта, снижать вязкость водонефтяных эмульсий и минимизировать осадкообразование при контакте цементного
олыт J*
Группа N91
СКВАЖИНЫ группа №2
раствора с пластовой водой, этот ПАВ позволяет получать хорошие результаты по повышению продуктивности скважин. Такой же положительный эффект имел место при применении ПКД 515 в ОАО «Пурнефтегаз», ОАО «Баш нефть», «Том-скнефть», «Краснодарнефтегаз» и др.
Использование ПКД 515 в буровых растворах сдерживается ввиду наличия в его составе катион-ного ПАВ, ухудшающего технологические свойства глинистых растворов. Вследствие этого в ОАО НПО «Бурение» был разработан комплексный состав на основе полипропиленгликолей и рецептуры буровых растворов на его основе.
Опытно-промышленные испытания полипропи-ленгликолевых растворов на скважинах № 11 Мо-розовская и № 1 Западно-Мечетская ОАО «Роснефть — Краснодарнефтегаз» при вскрытии продуктивных пластов.
На скважине № 11 Морозовская работа проводилась в интервале 2782 — 2830 м, соответствующему залеганию 3 и 3-а пластов продуктивного горизонта Чокрак, при забойной температуре 110°С.
Перевод лигносульфонатного бурового раствора в полиалкиленгликолевый осуществлялся на глубине 2782 м в процессе промывки и расширки ствола скважины после отбора керна. Объем циркулирующего раствора составлял <120 м3. Характеристики исходного лигносульфонатного раствора были следующие: р = 2,08 — 2,11 г/см3; УВ = 46 — 48 с; СНС = 32/68 дПа; Ф = 4 см3; рН = 8,5.
Первоначальная полиалкиленгликолевая обработка заключалась во введении 1400 л полиглико-
Результаты испытаний
№ Скважина/куст ^продук^ м3/сут.МПа Удельный коэффициент продуктивности м3/сут.МПа м Приведенный удельный коэффициент продуктивности, м3/сут.МПа м n
По «Программе»
1 116/612 2,07 0,314 0,45
2 413/615 2,04 0,600 0,667
3 302/623 3,57 0,687 0,859
4 303/623 3,24 0,648 0,810
5 318/623 3.34 0,757 0,757
С отклонением
6 213/615 1,34 0,248 0,310
7 317/623 1,11 0,278 0,348
8 321/623 2,85 0,750 0,938
9 256/623 1,43 0,231 0,165
10 497/612 0,83 0,104 0,130
Рис.1.
Результаты испытания комплексной технологии заканчивания скважин на Восточно-Еловом месторождении ОАО "Сургутнефтегаз"
Группа №1 -технология в соответствии с программой
Группа №2 - плотность бурового раствора завышена
Р1 - удельный коэффициент продуктивности, м / сут.МПа м;
Р2 - коэффициент продуктивности, м /сут. МПа
Табл. 2.
Анализ результатов испытания
Рис. 2. Результаты оценки качества заканчивания скважин на Восточно-Еловом месторождении ОАО "Сургутнефтегаз"
Группа №1 - скважины с перфорационной средой КПС-1
Группа №2 - скважины с перфорационной средой N801 + ПКД 515
Р1 - удельный коэффициент продуктивности м3/сут.МПа м;
Р2 -удельный коэффициент продуктивности, приведенный к плотности перфорации, м3/сут.МПа м п ;
Р3 - коэффициент продуктивности, м3/сут.МПа ;
Группа №1
СКВАЖИНЫ
Группа №2
лей в течение двух циклов в желобную систему перед осреднительным рабочим мерником. Таким образом, общее содержание полиалкиленглико-лей в обработанном буровом растворе составляло 1,1 — 1,2% (об.). Параметры бурового раствора при выходе из скважины после двух периодов циркуляции на глубине 2782 м непосредственно перед началом бурения и после введения всех по-лиалкиленгликолевых обработок были следующие: р = 2,10 г/см3; УВ = 36 с; СНС = 9/18 дПа; Ф = 3 см3; рН = 8,5.
В дальнейшем при бурении в интервале 2782 — 2800 м в течение 6 циклов было введено еще 400 л полиалкиленгликоли. Параметры полиалки-ленгликолевого раствора после окончания бурения на промывке при забое 2800 м были следующие: г = 2,10 г/см3; УВ = 34 с; СНС = 9/18 дПа; Ф = 3 см3; рН = 8,5;
В течение всего бурения в интервале 27822830 м полиалкиленгликолевый раствор не вспенивал и сохранял стабильные значения плотности при выходе из скважины (2,10 г/с
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.