1349

–аэрированной нефтью не менее двух объемов;

–аэрированной нефтью с включением в цикл промывки нефтяной пачки;

–чистой нефтью.

Перед подъемом бурильного инструмента вытесняли частично (на 200–300 м) нефть из бурильного инструмента, производили разгрузку скважины от избыточного давления в трубном и затрубном пространствах в сепаратор или байпасную емкость.

Подъем инструмента производили при загерметизированном устье скважины путем протяжки бурильных труб через сальниковый узел роторного герметизатора. Во время подъема постоянно контролировали давление в затрубном пространстве и изменение объема нефти в сепараторе. Подъем производили, используя специальную юбку, собирая нефть из бурильных труб в емкость-накопитель. При невозможности подъема бурильного инструмента из-за перелива газированной нефти по трубному пространству бурильного инструмента производили вытеснение нефти азотом в затрубье.

Подъем бурильных труб из высокодебитных скважин с пластовым давлением выше гидростатического и нефтяных скважин с большим газовым фактором производили после глушения скважины, используя в качестве жидкости глушения нефть большей плотности. Так, на Сибирском месторождении, где плотность нефти 850 кг/м3, использовали нефть Ножовского месторождения плотностью 920 кг/м3. Следует отметить, что глушение пробуренных скважин на ОПД – нежелательный процесс. Для исключения фонтанирования скважин во время подъема бурильного инструмента, по-видимому, рационально использовать забойные отсекатели. Наиболее прогрессивным приемом будет совмещение глушения с подъемом бурильного инструмента и внедрение подъемного лифта с интенсификацией притока, используя для этогожидкостиглушения(интенсификации) соответствующегосостава.

При подъеме инструмента из скважины с избыточным давлением, для предупреждения выброса инструмента, в том случае когда величина выталкивающей силы превышает вес инструмента, может использоваться оборудование для спуска бурильных труб под давлением.

При подъеме инструмента и выходе долота выше малогабаритного превентора типа ППМ 125×210 или ПМТ 156×210 или механического шарового крана на расстоянии 200–400 мм глухие плашки последних закрывали, давление из-под верхних превенторов стравливали. Долото из скважины извлекали вместе с блоком сальникового узла роторного герметизатора.

291

Геофизические исследования пробуренного на ОПД участка продуктивного пласта на скважинах без избыточного давления на устье проводили в обычном порядке, строго контролируя состояние скважины во время проведения ГИС.

ГИС на скважинах с избыточным давлением на устье проводили при загерметизированном устье скважины по специальному плану.

В зависимости от уровня избыточного давления на устье ГИС проводили:

–путем спуска контейнера с геофизическими приборами на колонне бурильных труб при загерметизированном устье скважины;

–через колонну бурильных труб, используя для герметизации жесткого или обычного каротажного кабеля лубрикатор бурового вертлюга ВРБ-100 или ВРБ-80;

–с использованием кабельного разъемного герметизатора ГКР, устанавливаемого в верхний фланец превенторной устьевой обвязки.

Спуск хвостовика производили по отдельному плану. При отсутствии избыточного давления в скважине спуск хвостовика производили на бурильном инструменте при незагерметизированном устье с установленным сальниковым узлом роторного герметизатора.

Между установочным узлом разъединителя хвостовика и бурильным инструментом устанавливали обратный клапан.

Спуск хвостовика производили с доливом в бурильный инструмент после спуска каждой свечи цементировочным агрегатом. В качестве агента использовалась нефть.

Все скважины успешно пробурены до проектной глубины.

2.8. ОБЩАЯ ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ПРИЕМОЧНЫХ ИСПЫТАНИЯХ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ»

Применение технологии заканчивания скважин на ОПД показало высокую технологичность, промышленную и экологическую безопасность.

В процессе приемочных испытаний опробованы и показали высокую надежность рекомендации по:

– выборуобъектовдлявскрытияпродуктивныхпластовнадепрессии;

292

–обоснованию рациональной конструкции скважин;

–надежному определению местоположения кровли и подошвы продуктивного пласта;

–составу подготовительных работ к вскрытию продуктивных пластов на ОПД и технологии заканчивания скважин на ОПД;

–комплектам бурового, противовыбросового, специального оборудования и их технологическим обвязкам;

–обоснованию программ промывки на ОПД с обеспечением проектной депрессии на продуктивные пласты;

–проведению геофизических исследований в скважинах, законченных строительством на ОПД.

По результатам приемочных испытаний технология вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» рекомендована к промышленному внедрению.

На основании результатов испытаний Госгортехнадзор РФ выдал разрешение на промышленное применение технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде в системе «скважина – пласт» в условиях Пермского Прикамья. На новую технологию после ее экспертизы Пермским областным центром экологической сертификации выдан экологический сертификат.

2.9. ВЛИЯНИЕ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМ ДАВЛЕНИИ

В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ» НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН

Влияние вскрытия продуктивных пластов на ОПД на продуктивность скважин оценено по Шумовскому, Сибирскому, Западно-Ножовскому и Гожанскому месторождениям.

Залежи нефти на Шумовском месторождении приурочены к карбонатным отложениям верейского и башкирского ярусов.

Эти отложения имеют следующие средневзвешенные значения коллекторских свойств: пористость – 17–18 %, проницаемость – 0,218–0,28 мкм2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,0–5,3 м.

По Сибирскому месторождению залежи нефти приурочены к карбонатам башкирского яруса (скважина № 521) и песчаникам бобриковского горизонта (скважины № 347 и 365).

293

Карбонатные отложения башкирского яруса имеют следующие средневзвешенные коллекторские свойства: пористость – 10–11 %, проницаемость – 0,0175 мкм2. Нефтенасыщенная толщина башкирских отложений составляет 13 м.

Песчаники бобриковского горизонта имеют следующие коллекторские свойства: пористость – 14 %, проницаемость – 0,124 мкм2. Их нефтенасыщенная толщина составляет 11,3 м.

По Гожанскому месторождению залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям башкирского горизонта, которые характеризуются следующими показателями коллекторских свойств: средневзвешенная проницаемость – 0,098 мкм2, пористость – 8–11 %. Их нефтенасыщенная толщина составляет 9,08 м.

Проведено сравнение дебитов скважин, полученных при вскрытии продуктивных пластов на ОПД, с базовыми дебитами скважин по месторождению, приведенными в сравнимые условия (одинаковой мощности, депрессии и др.).

Установлено, что применение технологии вскрытия продуктивных пластов на ОПД позволяет повысить средневзвешенные дебиты скважин на Шумовском месторождении из верейского горизонта (пласт В3+4) с 5 до 9,7 т/сут, т.е. прирост составляет 4,7 т/сут, а по башкирскому ярусу этого же месторождения – с 5,4 до 11,6 т/сут, т.е. прирост составляет

6,2 т/сут (табл. 2.20).

Таблица 2 . 2 0

Влияние вскрытия продуктивных пластов при отрицательном давлении в системе «скважина – пласт» на дебиты скважин

294

Окончание табл. 2 . 2 0

На Шумовском месторождении по верейскому горизонту (В3+4) и башкирскому ярусу (Бш2) изучалось влияние величины депрессии на дебит скважин. Установлено, что по верейскому горизонту (пласт В3+4) такая связь отсутствует.

На рис. 2.18 приведены экспериментальные графики взаимосвязи фактического дебита и прироста дебита нефти для башкирских отложений Шумовского месторождения. Графики построены по данным 10 различных скважин. Приведенные результаты однозначно показывают, что с ростом депрессии происходит нелинейное увеличение как фактического дебита (Q), так и прироста дебита ( Q). Данные статистической зависимости были аппроксимированы полиномиальной моделью, для которой получены следующие уравнения:

♦ по фактическому дебиту:

скоэффициентом детерминации R1 = 0,378 д. ед. и R2 = 0,401 д. ед.;

♦по приросту дебита:

с коэффициентом детерминации R1 = 0,378 д. ед. и R2 = 0,401 д. ед. Значительный дисперсионный разброс (показано пунктирной ли-

нией на рис. 2.18) косвенно указывает на наличие дополнительных неучтенных параметров, влияющих на дебит и прирост дебита. В первую очередь это может быть связано с конкретными значениями проницаемости эффективной части пласта, характером структуры порового пространства и свойствами поверхности в ПЗП.

295

2.10. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ОТРИЦАТЕЛЬНОМ ПЕРЕПАДЕ ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПЛАСТ» ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВТОРОГО СТВОЛА ИЗ СКВАЖИНЫ № 709 ГОЖАНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Пермское Прикамье является одним из старейших нефтедобывающих районов России.

В связи с этим весьма актуальной проблемой является эффективное использование старого фонда скважин для выработки запасов углеводородов. Одним из перспективных направлений является восстановление скважин методом бурения дополнительных (боковых) стволов, что позволяет:

–вовлечь в разработку ранее не эксплуатирующиеся продуктивные пласты;

–выйти из конуса обводненности;

– осуществить обход аварийного оборудования, оставленного

вскважине;

–оптимизировать сетку разработки;

–решить некоторые специальные вопросы.

Метод восстановления скважин бурением дополнительных стволов широко используется в Пермском Прикамье. Так, в период с 1994 года по настоящее время ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь» восстановлено более 70 скважин, в том числе 17 скважин с горизонтальным участком ствола скважины.

При этом проблема качества вскрытия продуктивного пласта на старом фонде скважин весьма актуальна, особенно для месторождений с низким пластовым давлением.

Впервые технология вскрытия продуктивного пласта на ОПД применялась при бурении дополнительного ствола из скважины № 709 Гожанского месторождения в 2001 году. Эта скважина была пробурена 1991 году как добывающая на девонские отложения. В 1997 году скважина была переведена на вышележащий башкирский горизонт (Бш2). Добыча с Бш2 осуществлялась с апреля 1997 по апрель 2000 года. За этот период было отобрано 1627 т нефти со средним дебитом 1,48 т/сут. В конце 2000 года дебит снизился до 0,2 т/сут. По данным записи ИННК, башкирский ярус нефтенасыщен в интервале 1015,6–1060,2 м. Этаж нефтеносности составляет 39 м.

297

Учитывая мощность этажа нефтеносности и расположение скважины

всводовой части залежи, было решено восстановить работоспособность скважины методом бурения дополнительного (бокового) ствола с горизонтальным окончанием.

Бурение дополнительного ствола исходя из горно-геологических условий и технического состояния эксплуатационной колонны было спланировано осуществить в два этапа.

Первый этап – вырезка участка 146 мм эксплуатационной колонны

винтервале 904–910,5 м.

Бурение дополнительного ствола было спроектировано по следующему профилю (табл. 2.21):

–резко искривленный участок набора зенитного угла с 5° до 60°;

–добор зенитного угла с 60° до 90°.

Таблица 2 . 2 1

Профиль ствола скважины № 709 Гожанского месторождения

Данные по дополнительному (второму) стволу:

♦глубина второго ствола по вертикали – 1036 м;

♦проложение от точки зарезки до точки входа в пласт – 190 м;

♦глубина начала набора зенитного угла – 907 м;

♦интенсивность добора зенитного угла – 2,22 град/10 м;

♦азимут ствола скважины – 343 град.

Бурение бокового ствола с выходом на горизонтальный участок производили долотами диаметром 124 мм до кровли продуктивного интервала башкирского яруса. Промывка скважины осуществлялась безглинистым высокоминерализованным буровым раствором плотностью 1350 кг/м3, который обладал высокими ингибирующими свойствами и тем самым предупреждал осыпи и обвалы глины и аргиллитов верейского горизонта в условиях высокого пластового давления, обусловленного поддержанием

298

пластового давления. Крепление бокового ствола хвостовиком проведено в интервале 857–1047 м (по стволу) с цементированием на полную длину

(рис. 2.19).

Рис. 2.19. Конструкциядополнительногостволаизскважины№709 Гожанскогоместорождения, пробуренногодолотомдиаметром86 мм сгоризонтальнымучасткомстволаивскрытиемнефтяногобашкирского горизонтаприотрицательномперепадедавлениявсистеме «скважина– пласт»

Второй этап– вскрытие продуктивной части пласта на ОПД в интервале 1047–1146 м(постволу), котороепроизводилосьдолотамидиаметром86 мм.

Вскрытие продуктивного пласта производилось на газонефтяной смеси плотностью 620 кг/м3, расход нефти составлял 4 л/с, азота – 4,5 м3/мин.

При пластовом давлении 8,75 МПа забойное давление изменялось в пределах 5,2–6,1 МПа, следовательно, величина депрессии составляла

3,55–2,65 МПа, или 30–40 %.

За время вскрытия пласта был получен приток нефти в объеме 34 м3. Вскрытие продуктивного пласта на скважине № 709 Гожанского месторождения на ОПД позволило получить дебит нефти 9,3 т/сут, что в 2,2 раза выше, чем средневзвешенный дебит по объекту при одинаковых эффективных нефтенасыщенных толщинах и равном пластовом давлении. В то же время дебит, по сравнению с первоначальным, увеличился с 1,48 до 9,28 т/сут, т.е. в 6,2 раза. Удельный дебит на один метр мощности продуктивного пласта по скважине № 709 Гожанской площади выше на 0,44 т/сут/м (или в 2,3 раза), а по сравнению с первоначальным,

до восстановления – на 0,64 т/сут/м, или в 5,4 раза (табл. 2.22).

299

Таблица 2 . 2 2

Сравнение параметров призабойной зоны и дебитов по дополнительному стволу из скважины № 709 Гожанского месторождения пробуренного при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» с основным стволом и средневзвешенными показателями по объекту

Значительно улучшены фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, такие как коэффициент продуктивности пласта, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность (см. табл. 2.22).

Отрицательное значение скин-эффекта указывает на отсутствие загрязнения продуктивного пласта.

Таким образом, из вышеизложенного следует, что вскрытие продуктивных пластов на ОПД в дополнительных стволах из ранее пробуренных скважин позволяет повысить эффективность разработки месторождений (текущие дебиты и нефтеотдачу).

Опытом проектирования и строительства скважины № 709 Гожанского месторождения доказана техническая возможность восстановления старого фонда скважин, закрепленных обсадными трубами диаметром 146 мм, бурением дополнительных стволов, в том числе и с горизонтальным окончанием со вскрытием продуктивных пластов на ОПД.

300