Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском месторождении

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

1. Исходные данные для проектирования

Наименование

параметров

Обозначение в формулах

Единицы измерения

Значение

1.

Глубина бурения скважины

L

м

ротор 1806

турб. 900

2.

Глубина залегания продуктивного пласта

Lk

м

ротор 1750

турб. 845

ВЗД 1705

3.

Пластовое давление

Pпл

мПа

ротор 17,5

турб. 10,1

ВЗД 17,0

4.

Глубина залегания подошвы пласта

Ln

м

ротор 1718

турб. 740

ВЗД 1615

5.

Давление гидроразрыва

Рг

мПа

ротор 35,0

турб. 20,1

ВЗД 34,4

6.

Свойства промывочной жидкости

а) плотность

б) динамическое напряжение

в) пластическая вязкость

С

ф0

Ю

кг/м

Па

Па*с

ротор 1090

турб.

ВЗД 1020

Ротор 8

турб. -

ВЗД —

Ротор 0,007

7.

Марка и количество насосов

БРН-1

шт.

2

8.

Размер наземной обвязки

а) условный размер стояка

б) диаметр проходного канала бурового рукава

в) диаметр проходного канала вертлюга

г) диаметр проходного канала ведущей трубы

мм

мм

мм

140

102

80

85

9.

Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве

Uk

м/с

ротор

турб. 0,48

ВЗД

10.

Интервал отработки долот

L

м

1265−1815

11.

Типоразмер отработанных долот в скважине 1

215,9С3-ГАУ

12.

В скважине 1проходка на долото

1

2

3

4

5

6

7

8

9

hg1

hg2

hg3

hg4

hg5

hg6

hg7

hg8

hg9

м

70
79
73
78
44
55
46
54
51

13.

В скважине 1 время бурения долотом

1

2

3

4

5

6

7

8

9

t1

t2

t3

t4

t5

t6

t7

t8

t9

ч

ч

46
64
49
56
116
167
118
159
142

14.

Типоразмер отработанных долот в скважине 2

215,9МС3-ГАУ

15.

В скважине 2 проходка на долото

1

2

3

4

5

6

7

8

9

hg1

hg2

hg3

hg4

hg5

hg6

hg7

hg8

hg9

м

91
79
72
78
56
43
47
53
51

16.

Время бурения в скважине 2 долотом

1

2

3

4

5

6

7

8

9

t1

t2

t3

t4

t5

t6

t7

t8

t9

ч

52
59
52
59
200
123
138
161
170

17.

Частота вращения

об/мин

ротор 60

турб. 450

ВЗД 90

18.

Осевая нагрузка

Py

кН

Ротор

турб. 200

ВЗД

19.

Подача жидкости

Qo

м/с

Ротор 0,020

турб. 0,040

ВЗД 0,035

20.

Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны

dн

м

ротор

турб. 0,127

ВЗД

2. Общие сведения о районе буровых работ

Данное месторождение расположено в Альметьевском районе. Рельеф местности равнинный и холмистый. Характерной особенностью климата является сильно выраженная континентальность: суровая, холодная зима с сильными осадками и ветрами (толщина снежного покрова 50−100 см, наибольшая скорость ветра 15−22 мс), жаркое лето, неравномерное выпадение осадков. Средняя температура: наибольшая летняя +30+35 С, зимняя наименьшая -40−45 С.

По растительному покровы площадь относиться к лесостепной зоне.

Кроме основного полезного ископаемого-нефти, в районе Ромашкинского месторождения иметься минеральное сырье: известняки, доломиты, сланцы, суглинки, гипсы.

Скважина проектируемая на Ромашкинском месторождении — эксплутационная. Проектный горизонт — пашийский. Проектная глубина — 1806 м.

Таблица 1. 1

Сведения о районе буровых работ

Наименование

Значение (текст, название, величина)

1

2

Площадь

Миннибаевская

Административное расположение

Татарстан

Район

Альметьевский

Температура воздуха, 0С

§ среднегодовая

§ наибольшая летняя

§ наименьшая зимняя

-1,9 +3

+30 +35

-40 -45

Среднегодовое количество осадков

410

Максимальная глубина промерзания грунта, м

до 1,5

Продолжительность отопительного периода в году, сут

222

Продолжительность зимнего периода в году, сут

161

Азимут преобладающего направления ветра, град

Ю-В, З и Ю-З

Наибольшая скорость ветра, м/с

15−22

Таблица 1. 2

Сведения о площадке строительства буровой

Наименование

Значение (текст, название, величина)

1

2

Рельеф местности

равнинный и холмистый

Состояние местности

незаболоченная

Толщина, см:

§ снежного покрова;

§ почвенного слоя

50−100

25−30

Растительный покров

зона лесостепи

Категория грунта

1,2

Таблица 1. 3

Источник и характеристики водо- и энергоснабжения и связи

Название вида снабжения

Источник снабжения

Расстояние от источника до буровой, км

Характеристика снабжения

1

2

3

4

Теплоснабжение

ЭПВА-71

-

-

Связь

радиостанция

-

-

Водоснабжение

Централизованное

0,3

Водопровод

Энергоснабжение

ЛЭП

0,3

3-х проводная

Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же могут осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями г. г. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами.

Буровые работы будут производиться силами филиала ОАО «Татнефть-Бурение» Альметьевским УБР, база которого расположена в городе Альметьевск. Транспортировка грузов и персонала бригад будет осуществляться вахтовым транспортом.

Снабжение проектируемой скважины технической водой будет производиться через водопровод длинной 300 м. энергоснабжение проектируемой скважины будет осуществляться от ЛЭП 3-х проводной.

3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее будущее

3.1 2006 год

Коллектив Альметьевского УБР с поставленными на 2006 год задачами успешно справился. Осуществлялось бурение для 19 заказчиков. Освоено более 1,6 млрд руб. капитальных вложений. По объемам бурения наш коллектив занял лидирующее положение среди других УБР. Силами Альметьевского УБР было пробурено 238,1 тыс. метров горных пород, что на 0,5% выше запланированного. Сдано в эксплуатацию 177 скважин, выполнение плана по сдаче составило 102,9%.

В среднем за год количество буровых бригад в работе по традиционному бурению составило 16,4. средняя выработка на одну буровую бригаду выросла на 1,5% против прошлогодней и составила 14 372 м, а максимальная проходка в бригаде Галиулина составила 20 776 м.

Альметьевское УБР завершило 2005 год со следующими технико-экономическими показателями:

Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла против соответствующего периода прошлого года на 2,7% и составила 1244 м/ст-мес (без депрессии). Производительность труда в АУБР составила 222,4 м/чел, что выше показателя 2004 года на 21,1%. Также произошел рост проходки на долото: с 191,9 до 205,1 м/долото.

Однако прошедший 2005 год для коллектива АУБР не был простым. В первую очередь это связано с тем, что в последние годы понятия «новые технологии» и «буровики» стали неразлучными. Почти ежемесячно в бурении внедряется очередное новшество. Так, например, начатый только в 2004 году Альметьевским УБР опыт бурения скважин на депрессии, сегодня имеет в своем архиве уже 27 скважин. В том числе 18 скважин (2447м) пробурены в 2005 году, две из которых на девонские отложения для НГДУ «Заинскнефть» и НГДУ «Азнакаевскнефть». Бурение на депрессии — перспективное направление развития нефтяной промышленности Татарстана, ведь сегодня не для кого не секрет, что технологии бурения скважин на депрессии позволяют, во-первых, повысить добываемые способности скважин, а во-вторых, рассчитаны на бережное отношение к продуктивному коллектору.

Также в 2005 году было продолжено бурение горизонтальных разветвленных скважин, которое было начато также в 2004 году. АУБР совместно с НПОО «Горизонт» в 2005 году были пробурены 4 двуствольные горизонтальные скважины. Качественное планирование и бурение подобных скважин позволяет увеличить среднесуточный дебит скважины в 2 раза т более, что является весьма привлекательным, е.к. не требует больших дополнительных затрат, что в конечном итоге приводит к снижению себестоимости тонны нефти.

Важным событием за прошедший год стали организационные преобразования: выведения из состава УБР вышкомонтажного цеха, деревообрабатывающего цеха, перевод бригад по ремонту забойных двигателей на базу АЦБПО по ЭПУ, выделение из структуры предприятия санатория «Буровик». В результате всех вышеперечисленных преобразований численность УБР сократилась с 1216 человек на начало 2005 года до 1022 человека на конец года.

4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газо-нефтеводоносности

4.1 Сведения о тектоники данного района

Данное месторождение находиться в Альметьевском районе приурочено к центральной части южного купола Татарстана.

По отложениям терригенного девона сводная часть южного купола ограничеваеться разновозрастными прогибами, структурными уступами, представляет собой крупное, изометрической формы поднятие, контролирующее девонскую залежь нефти. Неглубокими прогибами сводная часть разделена на три блока: Минибаевский, Павловский, Азнакаевский. Локальные структуры выражены слабо. Структурный план карбонатного девона и карбона (включая тульский горизонт) отличается более сложным строением, что обусловлено в верхнее-франско-фаменское время идиментационного фактора, в турнейских карстовых процессах. Структурная поверхность верхнее-фаменских отложений в пределах данной площади имеет слабо выраженное террасовидное строение. Отдельные структурные террасы, располагающиеся приблизительно на одном гитометрическом уровне отделяются друг от друга уступами и прогибами. Они сложены многочисленными поднятиями. Наиболее равно выраженные поднятия с амплитудой 30−40 м размещаются в основном в западной части территории в субмеридиальном направлении. К значительной части из них приурочены нефтепроявления в верхнефаменском отложении. Структурный план среднекаменноугольных отложений имеет много нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, хотя между ними имеются существенные отличия.

4.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Промышленно-нефтеносными в пределах площади являются: каширские, верейские, башкирские, тульско-бобриковские, турнейские, кыновские и пашийские отложения.

Основной эксплутационный объект — пашийский горизонт. Он представлен чередованием различных по коллекторским свойствам пластов.

Согласно накопленного опыта разработки для коллекторов Ромашкинского месторождения была принята классификация, по которой породы по проницаемости и глинистости подразделяются на две группы: 1 — высокопродуктивная с проницаемостью более 0,1 мкм, 2 — малопродуктивная с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм. В первой группе по величине глинистости выделяются две подгруппы: 1 — высокопродуктивные неглинистые (глинистость менее 2%), 2 — высокопродуктивные глинистые (глинистость более 2%).

В пределах площади эти параметры составляют 0,15 мкм. Пористость пласта 0,21%.

Пашийский горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водонефтяным контактом и высокой литологической связанностью между пластами.

Общая толщина горизонта на площади 25 м, нефтенасыщенная составляет 11,5 м.

По крепости породы слагающие разрез делятся на средние, твердые и крепкие.

К категории средних относятся отложения казанского, уфимского, верейского, бобриковского и кыновского отложений.

К твердым принадлежат отложения: артинского, сакмарского, ассельского, верхнего карбона, башкирского, серпухово-окского, тульского, турнейского, каменского, верхнее-фаменского, пашийского.

Отложения мягковского, подольского, каширского, бурегского, семилукского и саргаевского горизонтов относятся к категории крепких пород. Четвертичные отложения относятся к категории мягких пород.

Коэффициент кавернозности пород слагающих, верхний интервал разреза скважины составляет 2,0; пород слагающих интервал под кондуктор 1,5; под эксплутационную колонну 1,3.

Общая толщина пашийского горизонта составляет 25 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 11,5 м. Пористость 0,21%.

Проницаемость 0,15 мкм.

Таблица 3. 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Горная порода

название

индекс

краткое название

от

до

1

2

3

4

5

0

5

Четвертичная система

Q

суглинки

5

125

Верхняя пермь

P2

глины

алевролиты

песчаники

125

246

Нижняя пермь

P1

доломиты

известняки

ангидриты

246

438

Верхний карбон

C3

доломиты

известняки

438

784

Мячковский+Подольский

+Каширский горизонты

C3 vc+pd+kr

известняки

доломиты

784

823

Верейский горизонт

C2 vr

известняки

алевролиты

823

920

Башкирский ярус

C2 bs

известняки

920

1115

Серпухово-окский

надгоризонт

C1 srp+ok

известняки

доломиты

1115

1155

Тульский+Угленосный

горизонты

C1 tl+bb

песчаники

алевролиты

1155

1306

Турнейский ярус

C1 T+zv

известняки

доломиты

1306

1626

Фаменский+

Верхнее-Франский подъярус

D3 Fm+fr2

известняки

доломиты

1626

1730

Мендымский+Доманиковский

+Шугуровский горизонты

D3 mnd+sml+srg

известняки

доломиты

1730

1761

Кыновский горизонт

D3 kn

песчаники

алевролиты

1761

1806

Пашийский горизонт

D3 pch

песчаники

алевролиты

аргиллиты

Примечание: здесь и далее глубины указаны по стволу.

Таблица 3. 2

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плот-ность, кг/м3

Твер-дость породы

Абра-зив-ность

Кате-гория породы

Модуль Юнга, МПа*10

Набуха-ние породы

от

до

1

2

3

5

6

7

8

9

0

5

пески, суглинки

1800

140

2

мягкие

0,03

имеется

5

125

песчаники, глины

2200

140

2−4

средние

4

имеется

125

246

доломиты, известняки

2400

190

4−7

твердые

нет

246

438

известняки, доломиты

2500

190

4−7

твердые

нет

438

784

известняки, доломиты

2590

210

2−7

крепкие

нет

784

920

известняки, мергели

2400

140

2−4

средние

5,8

имеется

920

1115

известняки

2500

190

4−7

твердые

30

нет

1115

1155

известняки, доломиты

2500

190

4−7

твердые

нет

1155

1306

песчаники, алевролиты

2400

140

2−4

средние

имеется

1306

1626

известняки

2500

190

4−7

твердые

нет

1626

1730

известняки, доломиты

2500

190

4−7

твердые

нет

1730

1761

доломиты, известняки

2600

210

2−7

крепкие

нет

1761

1806

известняки, алевролиты

2480

140

2−4

средние

30

имеется

Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»

ОАО НПО «Бурение»

Проект

РЕГЛАМЕНТА НА ТЕХНОЛОГИЮ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ НА БАВЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ

Руководитель договора

зав. лабораторией С.Н. Вязенкин

с.н.с., к.т.н. Ю.Д. Комнатный

вед. инженер В.В. Аникин

Зав. отделом ТатНИПИнефти Ф.Ф. Ахмадишин

с.н.с. В.И. Бадовская

с.н.с. Н.К. Герцева

с.н.с. А.А. Бояркин

с.н.с. Р.Я. Бурдило

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Нефтегазовая отрасль Российской Федерации на данном этапе характеризуется значительным ухудшением сырьевой базы, что обусловлено следующими причинами.

Основной объем добываемой нефти и газа приурочен к районам с развитой инфраструктурой на раннее разведанных, разрабатываемых длительное время месторождениях с неуклонно падающей добычей продукции.

Длительное время и практически на сегодняшний день постоянно возрастающие потребности в углеводородном сырье в мировой практике обеспечиваются большими и возрастающими объемами разведочного и эксплуатационного бурения. В РФ это предопределило необходимость выхода в труднодоступные районы со сложными географическими и геологическими условиями, на морские акватории и зачастую на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, что связано с необходимостью резкого увеличения капитальных вложений. В тоже время, несмотря на то, что РФ продолжает входить в число мировых лидеров (после США, Канады и Китая) по объемам бурения на нефть и газ, объемы бурения в России с 1990 г. постоянно снижались при относительной стабилизации в целом в мире. Так объем бурения в нефтяных компаниях РФ в период 1990—2000 гг. снизился более чем в шесть раз в связи с тяжелым финансовым положением [1].

Постоянно, особенно в описанной ситуации, ведется поиск путей повышения технико-экономической эффективности буровых работ, методов поддержания и наращивания объемов добычи углеводородного сырья, а также повышения коэффициента извлечения продукции пластов. В этом плане существенным скачком в последние годы явились методы бурения и восстановления скважин горизонтальным стволом и с применением буровых установок с гибкими трубами.

Однако на протяжении всей истории вращательного бурения и в подавляющем большинстве случаев в настоящее время основной технологией бурения остается технология работ с репрессией на вскрываемые пласты, в т. ч. продуктивные.

Бурение с репрессией сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия на репрессии продуктивных пластов являются:

ухудшение, часто необратимое, коллекторских свойств пласта;

значительное, как следствие, снижение потенциально возможных дебитов скважин;

длительные сроки освоения скважин;

низкий коэффициент нефтегазоотдачи пластов;

затруднения в выявлении и оценке нефтегазоносности пластов в разведочном бурении;

затруднения в подсчете запасов углеводородного сырья.

Особенно отрицательное воздействие заканчивания скважин на репрессии проявляется на месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, в т. ч. на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудноизвлекаемой продукцией.

В целом по Западной Сибири на большинстве месторождений потенциальные возможности продуктивных пластов используются лишь на 40−75%. Несущественно отличается этот показатель и на месторождениях других регионов.

Данная проблема стала сдерживающим фактором широкого применения способа вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом скважин, когда значительно возрастает продолжительность и площадь контакта бурового раствора с коллектором по сравнению с бурением вертикального или пологого ствола.

Дорогостоящие усовершенствованные традиционные технологии бурения и интенсификации добычи низкоэффективны и могут оказываться нерентабельными.

В последние годы в передовых нефтегазодобывающих странах (США, Канада и др.) получила развитие и прогрессирует технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии.

К настоящему времени однозначно доказано [3−7 и др. ], что потенциальная эффективность любой технологии заканчивания скважин может быть максимально исчерпана лишь при условии, когда вскрытие продуктивных пластов ведется в условиях депрессии.

Широкомасштабное внедрение новой технологии в зарубежных странах с развитой нефтегазовой промышленностью и начальный опыт использования данной технологии в РФ убедительно показали ряд существенных преимуществ вскрытия продуктивных пластов в депрессионных условиях:

повышение продуктивности пластов в 4−6, а в отдельных скважинах в 8−10 и более раз;

сокращение затрат и времени на освоение скважин;

повышение качества гидродинамической оценки продуктивных пластов;

повышение коэффициента извлечения продукции пластов;

повышение механической скорости проходки и использования ресурса породоразрушающего инструмента;

предотвращение поглощений бурового раствора и снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

К настоящему времени в РФ накоплен начальный научный и промысловый опыт заканчивания скважин в условиях депрессии, подтверждающий несомненный технико-технологический и экономический эффект новой технологии (пример — ЗАО «Лукойл-Бурение-Пермь»).

Устойчиво наметилось дальнейшее развитие данного метода, как в нефтяных компаниях, так и в системе ОАО «Газпром». К числу организаций и предприятий, в которых развернуты работы по переходу от эпизодических технико-технологических решений к комплексному подходу создания (привязки) отечественной техники и технологии заканчивания скважин на депрессии относятся: ОАО «СевКавНИПигаз» и «Ставропольнефтегаз», ОАО НПО «Бурение», ЗАО «Лукойл-Бурение-Пермь», ООО «Оренбурггазпром», ООО «ВолгоУралНИПИ-нефть», ОАО «Сургутнефтегаз», Воронежский механический завод, ОАО «Борец», ООО «БурГеоСервис» г. Тверь и др.

К настоящему времени в РФ созданы надежные технические средства для обеспечения и безопасности внедрения новой технологии: противовыбросовое оборудование (превенторы, в т. ч. вращающегося типа, манифольдная обвязка противовыбросового оборудования), циркуляционные системы, средства очистки, сепарации и дегазации бурового раствора, система автоматического управления дисковым дросселем для поддержания заданного избыточного давления на устье скважины, система контроля над скважиной при СПО, а также аппаратурно-методический комплекс (АМКД) с бортовым процессором для контроля и управления параметрами углубления.

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ СПРАВКА ПО КОРОБКОВСКОМУ УЧАСТКУ БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Объектом работ, — вскрытие на депрессии, является кизеловский горизонт верхнетурнейского подъяруса на Коробковском участке Бавлинского месторождения.

Коробковский участок расположен в юго-западной части месторождения.

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские (кристаллический фундамент), додевонские (рифей — венд), девонские, каменно-угольные, пермские и четвертичные отложения. В табл. 1 представлен прогнозный стратиграфический разрез скважины № 4453.

Таблица 1

Прогноз стратиграфического разреза скважины 4453

Абсолютные отметки залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Пластовое давление, МПа

от (верх)

до (низ)

название

индекс

240

230

четвертичные отл.

Q

41

-179

кунгурско-артинский ярус

-179

-589

верхний карбон

C3

-589

-618

верейский горизонт

-618

-952

башкирский ярус

-952

-969

тульский горизонт

-969

-984

бобриковский горизонт

гидростат.

-984

-996

турнейский ярус

9,0

Пластовые давления на Коробковском участке характеризуются следующим распределением. От четвертичных отложений до башкирского яруса включительно пластовые давления не превышают гидростатическое; может быть некоторое снижение ниже гидростатического. Для тульского и бобриковского горизонтов характерно давление гидростатическое. Турнейский горизонт имеет аномально низкие пластовые давления. На участке расположения скважины № 4453 прогнозируемое пластовое давление по кровле турнейского яруса при глубине по вертикали 1224 — 1230 м (кизеловский горизонт) составляет в среднем 9,0 МПа.

В разрезе карбонатов верхнетурнейского подъяруса выделяются два четких зональных интервала — кизеловского и черепетского горизонтов (сверху — вниз). Между ними залегает пачка плотных непроницаемых карбонатов, ниже которых находится ВНК.

Нижняя подошвенная часть бобриковского горизонта неустойчива; кровля верхнетурнейского подъяруса представлена уплотненными породами. Отмеченное предопределяет выбор глубины установки башмака промежуточно-эксплуатационной колонны.

Как отмечено выше, основным продуктивным горизонтом является кизеловский. По кривым ГИС в отложениях кизеловского и черепетского горизонтов верхнетурнейского подъяруса выделяются два типа разреза (сверху — вниз): высокого ВС и низкого НС сопротивлений. Пласт В С, в свою очередь, подразделяется на два пропластка ВС"а" и ВС"б" по индексации НГДУ «Бавлынефть».

Эффективные толщины пластов по месторождению достаточно хорошо выдержаны и составляют 4 — 8 м для кизеловского и 2 — 4 м для черепетского горизонтов.

Преобладающими в пластах ВС являются сгустково-детритовые известняки, составляющие до 63,2% от объема породы и характеризующиеся пористостью в среднем 11,24. В пласте НС они содержатся в 49,8% от общего объема породы. Комковатые известняки, обладающие наилучшими коллекторскими свойствами, составляют в пластах ВС 13,8%, в пластах НС — 0,7% от объема породы. Эти структурно-генетические разности слагают коллектора. Уплотненные и плотные разности слагают шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые известняки. В пласте НС они в сумме составляют 95,7% от общего объема породы. На Коробковском участке в пласте ВС уплотненный прослой встречается в самой нижней части разреза и составляет 0,8 — 1,0 м по толщине.

Таким образом наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты ВС, причем приуроченные к купольным частям структур.

Необходимо также отметить, что породы верхнетурнейского подъяруса характеризуются микротрещиноватостью. Ее направление хаотичное с преобладанием субвертикального. Реже отмечается макротрещиноватость также субвертикального направления.

В табл. 2 представлены некоторые сведения по нефти и газу кизеловского горизонта.

Таблица 2

Свойства нефти и газа кизеловского горизонта

№ п/п

Наименование

Среднее

значение

1

Давление насыщения нефти газом, МПа

3,27

2

Газосодержание при однократном разгазировании, м3

20,1

3

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.

1,0523

4

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3

16,34

5

Суммарное газосодержание, м3

не опред.

6

Плотность, кг/м3

872,5

7

Вязкость динамическая, мПа·с

20,8

8

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1,0416

Свойства девонской товарной нефти представлены в табл. 3.

Таблица 3

Результаты исследований товарной нефти по Бавлинскому ЛПДС, участок № 232

Температура,

°С

Плотность,

кг/м3

Вязкость

кинематическая, мм2

динамическая, мПа·с

15

879,7

21,5

18,91

20

876,3

17,7

15,51

25

872,9

14,67

12,81

30

869,5

12,43

10,81

35

866,0

10,64

9,21

2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

2.1. Конструкция скважин должна в целом отвечать требованиям разд. 2.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08−624−03, Госгортехнадзор России, 2003 г.

2.2. Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков должны отвечать общим «традиционным» требованиям разобщения зон с несовместимыми условиями бурения. Причем, в самостоятельную зону выделяется объект вскрытия в депрессионных условиях.

При этом должны быть соблюдены следующие обязательные требования:

отсутствие газовой шапки в интервале работ на депрессии, надежная изоляция ее, в случае наличия, от объекта вскрытия на депрессии;

отсутствие водоносных горизонтов;

знание глубины ВНК.

В рассматриваемом случае кизеловский горизонт отвечает указанным требованиям (см. разд. 1 настоящего отчета).

2.3. Глубины спуска удлиненного направления и кондуктора должны соответствовать применяемой конструкции скважин на Бавлинском месторождении с учетом особенностей геологического разреза на Коробковском участке.

2.4. Ниже кондуктора скважина углубляется до кровли кизеловского горизонта под спуск промежуточно-эксплуатационной колонны; диаметр последней принимается 168, 3 мм.

Башмак 168,3-мм колонны устанавливается в уплотненных породах подкровельной части кизеловского горизонта с заглублением ниже кровли на 2,0 — 2,5 м до нефтенасыщенной части, характеризуемой ВС.

2.5. Конечная глубина скважины ниже 168,3-мм колонны определяется из расчета глубины забоя, не доходя 6 — 7 м до кровли ВНК; вскрытая толщина нефтеносной части пласта составит при этом 6,5 — 7,5 м.

2.6. Конструкция забоя скважины — открытый забой; номинальный диаметр ствола 144,0 мм.

2.7. Конструкция низа 168,3-мм колонны может иметь две модификации.

2.7.1. В случае ожидания избыточного давления на устье скважины (перелива раствора) по достижении проектной глубины, дегазации и очистки от шлама бурового раствора, в состав колонны включается клапан-отсекатель.

В таком случае оборудование низа колонны включает:

башмак БКМ-168;

обсадная труба 168,3 мм длиной 8 — 10 м;

клапан обратный ЦКОДМ-168;

обсадная труба 168,3 мм длиной 8 — 10 м;

клапан-отсекатель стационарный КОС-119−168;

обсадные трубы 168,3 мм — остальное.

2.7.2. В скважинах, в которых перелив бурового раствора не ожидается, оборудование низа колонны «традиционное»:

башмак БКМ-168;

обсадная труба 168,3 мм длиной 8 — 10 м;

клапан обратный ЦКОД-168;

обсадные трубы 168,3 мм — остальное.

2.8. Расчет обсадных колонн осуществляется в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин АООТ «ВНИИТнефть» (согласована с Федеральным горным и промышленным надзором России, Министерством природных ресурсов РФ и др.). М., 1997 г.

3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

3. 1 Обоснование и выбор основных параметров исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов (вертикальный или пологий ствол)

Вскрытие продуктивных пластов кизеловского горизонта с низким пластовым давлением (коэффициент аномальности 0,75 и ниже) предполагается провести в условиях депрессии с применением газожидкостной смеси. В качестве основы для газожидкостной смеси — исходного бурового раствора — предлагается загущенная УТЖ VIP местная товарная нефть. Плотность и свойства нефти приведены в табл. 3.

Определение параметров исходного бурового раствора, обеспечивающих качественную очистку ствола вертикальной или пологой скважины

Выбор необходимых показателей бурового раствора, обеспечивающих высокую транспортирующую и удерживающую способность и минимальные потери давления на трение, проводится на основании оценочных гидравлических расчетов. Расчет выполняется для кольцевого канала скважины. Критерием качественной очистки ствола скважины от шлама считается определенное соотношение между минимальной скоростью восходящего потока (Vтеч) и скоростью осаждения движущейся частицы (Vос). Для вертикальной скважины это соотношение равно 2, т. е. минимальная скорость восходящего потока рассчитывается по формуле:

Vтеч = 2•Vос.

Исходная информация для выполнения гидравлических расчетов в кольцевом канале: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (внутренний диаметр 150,1мм), БТ диаметром 88,9 мм, зазор кольцевого канала 30,6 мм, длина БТ 1230 м, соотношение диаметров скважины и инструмента приведено в табл. 4, механическая скорость бурения изменяется в интервале 1−3 м/ч, расход жидкости 6−10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы шлама 2500 кг/м3. Плотность бурового раствора при 20 оС в зависимости от концентрации загустителя может изменяться от 888 до 910 кг/м3; для дальнейших расчетов взята плотность 900 кг/м3.

Таблица 4

Соотношение диаметров скважины и инструмента

Интервал, м

Диаметр скважины, мм

Диаметр

инструмента, мм

Вариант 1

Вариант 2

1240 — 1235

139,7

144,0

105

1235 — 0

150,1

150,1

88,9

Гидравлические расчеты выполнены по усовершенствованной методике Уолкера (Oil and Gas Journal — Oct. 4, Oct. 18,1976) для жидкостей, реологическое поведение которых описывается степенным законом: = К ()n, где — напряжение сдвига (Па), — скорость сдвига (с-1), К — коэффициент консистентности (Па сn), n — показатель поведения потока.

Расчет проводится в следующей последовательности. Сначала определяются минимально допустимые значения К и соответствующие им значения n, при которых обеспечивается качественная очистка ствола скважины, т. е. выполняется соотношение Vтеч ? 2•Vос. Расчет выполнен при расходе 6−10 л/с для колонны, кольцевой канал в которой имеет максимальный зазор и, следовательно, минимальную скорость течения. Результаты расчета приведены в табл. 5. Из приведенных данных следует, что у жидкости, имеющей определенный показатель n, для обеспечения очистки ствола вертикальной скважины при заданном расходе коэффициент консистентности К должен быть не ниже указанного в табл. 5. Например, загущенная жидкость, которую предполагается использовать при промывке с расходом 6 л/с, имеет следующие реологические характеристики: n=0,9, К = 0,02 Па•сn. Минимальное значение К, обеспечивающее выполнение условия Vтеч ? 2•Vос, должно быть не ниже 0,042Па•сn (см. табл. 5).

Затем определяются параметры жидкости, обеспечивающие поддержание во взвешенном состоянии частиц шлама при отсутствии циркуляции неочищенного бурового раствора. Расчетные значения скорости осаждения (Vн) сферической частицы шлама диаметром 0,004 м в неподвижной жидкости приведены в табл. 6.

Таблица 5

Минимальные значения К, обеспечивающие качественную очистку вертикального ствола.

Расход жидкости, л/с

n

0,2

0,3

0,5

0,6

0,7

0,9

6

K, Па·сn

1,60

0,96

0,34

0,20

0,12

0,042

8

1,43

0,80

0,25

0,14

0,08

0,025

10

1,31

0,70

0,20

0,11

0,06

0,017

Таблица 6

Параметры

жидкости

n

0,2

0,3

0,5

0,6

0,7

0,9

K, Па·сn

1,6

0,96

0,34

0,20

0,12

0,042

Скорость осаждения в неподв. жидк., м/мин

0,0095

0,106

0,756

1,26

1,762

2,58

Расчет скорости осаждения (Vн) в неподвижной жидкости выполнен по формуле:

Vн = {(ч-)gdчn+1/[18K (3)n-1]}1/n, (1)

где, ч — плотность жидкости и породы частицы, соответственно, кг/м3; dч — диаметр частицы, м; g — ускорение свободного падения, м/с2.

Из результатов, приведенных в табл. 6, следует, что системы с К < 0,12 Па•сn при n > 0,7 имеют пониженную удерживающую способность: скорость осаждения на 46−105% выше, чем у систем с n = 0,7 и n = 0,6, а тем более, у систем c n > 0,6. Поэтому использование жидкостей с К < 0,12 Па•сn при n > 0,7 не рекомендуется.

Таким образом, исходный буровой раствор, обеспечивающий очистку ствола скважины и обладающий достаточной удерживающей способностью, должен иметь следующие характеристики: показатель поведения потока n < 0,7 и коэффициент консистентности К > 0,12 Па•сn.

Далее необходимо оценить величину потерь давления на трение при течении в кольцевом канале жидкостей с выбранными параметрами. Поскольку определяющим является течение в кольцевом канале колонны, а не в зоне продуктивного пласта, то оценочные расчеты выполнены для интервала колонны от 0 до 1230 м. Результаты расчетов приведены в табл. 7. Из полученных результатов следует, что потери давления на трение во всем диапазоне изменения параметров n и К невысоки, минимальные — при К = 0,12Па·сn и n = 0,7. Более высокие потери (на 15−20%) наблюдаются при значениях К > 0,96 Па·сn и соответствующих им n (n 0,3), поэтому их можно исключить из рассмотрения. При этом необходимо учесть, что это значение К относится к интервалу высоких и средних скоростей сдвига, которые наблюдаются при течении в кольцевом канале.

Таким образом, качественная очистка ствола скважины с незначительными потерями давления на трение достигается при следующих реологических характеристиках исходного бурового раствора:

0,3 < n < 0,7

К > 0,12 Па•сn во всем интервале изменения скоростей сдвига

К < 1,0 Па•сn при высоких и средних скоростях сдвига.

Таблица 7

Гидравлический расчет для кольцевого канала.

n

0,2

0,3

0,5

0,7

Примечания

К, Па сn

1,6

0,96

0,34

0,12

расход жидкости 6 л/с

Общ потери, МПа

0,352

0,333

0,29

0,249

потери на 1230 м

Vтеч/Vос

2,8

2,8

2,8

2,8

ЭПРж, кг/м3

902,9

902,7

902,4

902,1

эквивалентная циркуляционная плотность

ЭПРш, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

2,03

6,23

2,01

6,19

2,02

6,22

2,03

6,24

рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)

ЭПРоб, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

904,9

909,1

904,7

908,9

904,4

908,6

904,1

908,3

суммарная эквивалентная плотность

расход жидкости 8 л/с

Общ потери, МПа

0,382

0,373

0,346

0,318

потери на 1230 м

Vтеч/Vос

3,8

3,8

3,8

3,8

ЭПРж, кг/м3

903,1

903,0

902,8

902,58

эквивалентная циркуляционная плотность

ЭПРш, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

1,34

4,09

1,33

4,08

1,33

4,09

1,34

4,10

рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)

ЭПРоб, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

904,5

907,2

904,3

907,1

904,1

906,9

903,9

906,7

суммарная эквивалентная плотность

расход жидкости 10 л/с

Общ потери, МПа

0,4

0,399

0,387

0,371

потери на 1230 м

Vтеч/Vос

4,7

4,7

4,7

4,7

ЭПРж, кг/м3

3,25

3,24

3,15

3,02

эквивалентная циркуляционная плотность

ЭПРш, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

1,0

3,05

0,99

3,04

1,0

3,05

1,0

3,05

рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)

ЭПРоб, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

904,25

906,3

904,2

906,3

904,1

906,2

904,0

906,1

суммарная эквивалентная плотность

Режим течения

ламинарный

во всех случаях при

расходе 6, 8 и 10 л/с

Режим осаждения

ламинарный

Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1.

В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы:

ЭПРж — эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м3:

ЭПРж = + Ртр/gH

ЭПРш — рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м3:

ЭПРш = V Dк2 (ч —)/ [(Dк2 — Dт2)(Uср — Vос)];

ЭПРоб — суммарная эквивалентная плотность, кг/м3:

ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш;

Ртр — потери давления на трение при течении в канале, Па:

Ртр = 4 L/(Dк — Dт),

Uср, Vос — средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с:

Uср = 4Q/ [(Dк2 — Dт2)], Vос = 0,268 ч [dч jч /()0,5],

где V — механическая скорость бурения, м/с; H — глубина кровли пласта по вертикали, м; L — длина канала, м; Dк — внутренний диаметр ЭК, м; Dт — наружный диаметр трубы (БТ), м;, ч — напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q — расход жидкости, м3/с; jч — скорость сдвига частицы, 1/с.

Выбор состава исходного бурового раствора

В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м3. При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м3). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре «Реотест-2». Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров n и К, для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (о), пластическая вязкость () и условная вязкость.

Таблица 8

Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 оС

Плотность,

кг/м3

Концентрация,

VIP, %

Скорость сдвига, с-1

о,

дПа

,

мПа·с

Условная вязк., с

ниже 81

выше 81

n

К, Па•сn

n

К, Па•сn

890

0

-

-

-

-

24

36

68

910

2

0,88

0,12

0,88

0,12

69

43

88

910

4

0,69

0,58

0,69

0,58

90

52

150

910

6

0,65

0,78

0,65

0,78

102

60

180

920

8

0,54

1,63

0,64

1,05

162

63

272

920

10

0,37

4,41

0,56

1,86

249

65

500

Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3< n<0,7 и К> 0,12 Па•сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0 Па•сn. Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 — 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода — j = 81 с-1.

В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n = 0,69−0,65 и К = 0,58−0,78 Па·сn, о = 125−136 дПа, = 52−62 мПа·с и условную вязкость, равную 150−180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1−3 м/ч, расход жидкости 6 — 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м3. Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный.

Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (Vтеч /Vос > 8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К >1 Па сn) действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28−49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете.

Таблица 9

Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.

Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3

Расход, л/с

6

8

10

Концентрация VIP,%

4

6

8

4

6

8

4

6

Общие потери, МПа

1,2

1,35

1,74

1,46

1,63

2,09

1,71

1,88

Скор. теч. /скор. осажден.

8,5

9,7

14,7

11,3

13,0

19,5

14,2

16,2

ППРж, кг/м3

9,76

11,0

14,1

11,9

13,2

17,0

13,9

15,3

ППРш, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

1,48

4,45

1,46

4,38

1,40

4,21

1,08

3,23

1,06

3,19

1,03

3,10

0,85

2,54

0,84

2,51

ЭПРоб, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

911,2

914,2

912,4

915,3

915,5

918,3

913,0

915,1

914,3

916,4

918,0

920,1

914,7

916,4

916,1

917,8

Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный

Общие потери, МПа

1,55

1,71

2,20

1,90

2,07

2,64

2,21

2,39

Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа

2,75

3,06

3,94

3,36

3,70

4,73

3,92

4,27

Скор. осажден. в непод-

вижной жидк., м/мин

0,087

0,055

0,013

0,087

0,055

0,013

0,087

0,055

Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20оС: n = 0,69−0,65 и К = 0,58−0,78, о = 90 -102 дПа, = 52−60 мПа·с, условная вязкость — 150−180 с.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па•сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па•сn — при высоких и средних скоростях сдвига, а также ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.

Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.

Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 — 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.

Требования к системе очистки промывочной жидкости от выбуренной породы.

Бурение на депрессии предъявляет жесткие требования к регулированию и поддержанию плотности буровых растворов и, следовательно, высокие требования к качеству его очистки от выбуренной породы. Эффективная механическая очистка достигается при использовании, например, разработанного в НПО «Бурение» наземного оборудования ДЦС «Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении».

3.2 Выбор раствора для глушения скважин

Необходимые расчеты и лабораторные исследования по выбору раствора для глушения проводятся в соответствии с требованиями, которым он должен удовлетворять.

Общие требования к растворам для глушения:

плотность должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

реологические характеристики раствора должны обеспечить глушение без поглощений или при их минимальном объеме;

при пластовой температуре сохранять стабильность свойств в течение заданного промежутка времени;

не оказывать необратимого отрицательного воздействия на пласт.

Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления (Ргс), превышающего пластовое (Рпл), в соответствии с требованием Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, вып. 4, ПБ 08−624−03, 2003 г.

Ргс Рпл + 0,05 Рпл

Для глушения продуктивных пластов кизеловского горизонта при Рпл = 9 МПа требуемое давление (Ргс)min= 9,45 МПа. Минимальная плотность при (Ргс)min= 9,45 МПа равна 783,2 кг/м3. Поскольку при плотности местной нефти 876 кг/м3 Ргс = 10,57 МПа и минимальная репрессия на пласт не может быть обеспечена, необходимо применить способ глушения, при котором создаваемая репрессия ниже максимальной, а жидкость глушения практически не фильтруется в пласт.

Для такого способа глушения рекомендуется использовать загущенную УТЖ VIP местную нефть. Жидкость глушения в объеме 3 — 4 м3 помещается в зону продуктивного пласта, часть ствола скважины выше пачки жидкости глушения заполняется нефтью. При плотности местной нефти 876 кг/м3 состав с загустителем будет иметь плотность 890 — 910 кг/м3. Добавление 5% гидрофобного карбонатного утяжелителя (мела) повысит плотность до 920 кг/м3. Концентрация мела при необходимости (для обеспечения нулевой фильтрации в трещиновато-поровом коллекторе) может быть увеличена до 20%. В табл. 10 приведена плотность системы с различной концентрацией мела. При использовании рекомендуемого способа глушения репрессия на пласт превышает величину 0,05 Рпл, но не вызывает вредного воздействия на пласт.

Таблица 10

мел, С, % об.

0

5

10

15

20

плотность, кг/м3

890

920

950

980

1010

Для определения реологических характеристик раствора, обеспечивающих глушение без поглощений или при их минимальном объеме, выполнен расчет относительного радиуса проникновения жидкости в пласт при следующих исходных данных: проницаемость пласта 0,012 мкм2, пористость 0,12, радиус скважины0,07 м, репрессия на пласт 3МПа, что значительно выше ожидаемой, вязкость пластового флюида 15 мПа·с. Радиус определяется на основании численного решения задачи о нестационарной фильтрации вязкой жидкости в пласт, содержащий жидкость другой вязкости, без учета диффузионного перемешивания жидкостей (поршневое вытеснение).

Результаты расчета для жидкости плотностью 920 кг/м3 с различной эффективной вязкостью приведены на граф. 1. Из приведенных графиков следует, что при эффективной вязкости более 400 мПа·с радиус проникновения жидкости достаточно мал. Системы с концентрацией УТЖ VIP 8−10% c параметрами, приведенными в табл. 8, имеют при низких скоростях сдвига (j< 27с-1) эффективную вязкость 490−950 мПа·с и 770−2200 мПа·с соответственно. Это позволяет рекомендовать их в качестве жидкости глушения. Если жидкость обладает ярко выраженными коркообразующими свойствами (при увеличенной концентрации мела), то расчетный радиус ее проникновения в пласт будет меньше 5 -7 мм.

Лабораторные исследования, выполненные по стандартной методике на установке УИПК-1М для оценки влияния выбранных загущенных составов (с концентрацией мела 5%) на восстановление проницаемости искусственных кернов, показали практически их нулевую фильтрацию: коэффициент восстановления проницаемости кернов с проницаемостью от 0,01 до 0,135 мкм2 — 95−96%.

Как показали исследования, стабильность свойств составов на нефти, загущенных УТЖ VIP с концентрацией более 2%, сохраняется минимум в течение двух недель после приготовления.

График 1

Таким образом, в качестве пачки раствора для глушения рекомендуются приготовленные на местной товарной нефти загущенные системы с концентрацией УТЖ VIP 8−10%. Плотность жидкости с обеспечением нулевой фильтрации может изменяться от 920 до 1010 кг/м3.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 6 до 10%. При ее выборе нужно ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8, и требования к эффективной вязкости: при низких скоростях сдвига (j< 27с-1) она должна быть не ниже 400−550 мПа·с.

Результаты проведенных исследований, рекомендуемых применительно к кизеловскому горизонту Коробковского участка, представлены в табл. 11 — 13.

Таблица 1

Типы и параметры буровых растворов

Название

(тип)

раствора

Параметры бурового раствора

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой