Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 6 из 28)
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 повыбору 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, 2003г.
Ргс³ 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 пластпри 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 | |||||||||||
| плотностькг/м3 | условнаявяз-кость, с | водоотдача,см3/30мин | СНС, дПачерез, мин. | корка,мм | содержание твердойфазы, % | рН | Пластическая вязкость, мПа с | динами-ческое напряжение сдвига,дПа | ||||
| 1 | 10 | коллоидной активной части | песка (утяжелителя) | всего | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| Исходная жидкость( нефть) | 876 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Исходный буровой раствор: нефть + VIP6% - 12% УТЖ VIP | 880 -910 | 40-180 | - | - | - | - | - | - | - | - | 10 - 80 | 20 -120 |
| Раствор для глушения: нефть + VIP8%-10% УТЖ VIP | 920-1010 | 200-400 | 0 - 2 | - | - | 2 | - | 5 - 20 | 5 - 20 | - | 20 - 80 | 70 -300 |
Таблица 12
Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов
| Интервал бурения , м | Название (тип)раствора | Плотностьраствора,кг/м3 | Названиекомпонента | Содержание компонента в буровом растворе,кг/м3 | |
| от(верх) | до(низ) | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1230 | 1238 | Исходная жидкость | 876 | нефть | 876 |
| Исходный буровой раствор: нефть + VIP6% - 12% УТЖ VIP | 888-910 | УТЖ VIP (загуститель)Каустическая сода | 56 – 1124,5 – 10,5 | ||
| 1230 | 1238 | Газожидкостная смесь | - | ||
| 3 – 4 м3 | Раствор для глушения: нефть + VIP8% - 10% УТЖ VIP | 920 - 1010 | нефть тов. плотн. 876 кг/м3УТЖ VIP (загуститель)Каустическая содакарбонатный утяжелитель | 87670,1 - 140,36,8 - 13,5 до 572 | |
Таблица 13
Потребность компонентов (товарный продукт для его приготовления, обработки и утяжеления)
| Интервал, м | Название (тип) бурового раствораи его компонентов | Суммарная потребность раствора, м3и его компонентов, кг, в интервале | |
| от(верх) | до(низ) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1230 | 1238 | Нефть товарная | 66 м3 (57816 кг) |
| 1230 | 1238 | УТЖ VIP (загуститель)Каустическая сода (м3 - 30%-ный р-р, кг - сухой) | 8,6 м3 (7310 кг)2,31м3 (693 кг) |
| 3 – 4 м3 | Раствор для глушениянефть УТЖ VIP (загуститель)Каустическая сода (м3 - 30%-ный р-р, кг - сухой)карбонатный утяжелитель | 3 м3 (2628 кг)0,5 м3 (425 кг)0,126 м3 (41 кг)0,66 м3 (1716 кг) | |
4. КОМПОНОВКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
4.1. Опытно-технологические работы по промысловым испытаниям технологии вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии проводятся на 2-х наклонно-направленных скважинах с вертикальным и пологим стволом в интервале продуктивного пласта.
4.2. Перед углублением скважины по продуктивному пласту проводятся исследовательские работы по отработке технологических параметров контроля и управления процессом углубления и СПО.
4.3. Компоновка бурильной колонны для проведения исследовательских работ спускается к забою скважины и включает следующие элементы:
- труба бурильная Æ 88,9 мм (APIS-135, d = 9,35 мм. Æ замка 127 мм, замковые соединения с фасками 18° сверху и снизу);
- два обратных клапана КОБТ-95;
- два контейнера (Æ 100 мм) с глубинными манометрами МИКОН-107;
- трубы бурильные Æ 88,9 мм;
- шаровой кран нижний КШН-120 (З-102) с защитным переводником под краном Æ 120 мм;
- ведущая рабочая труба ВРТШ-89;
- шаровой кран верхний КШВ – 178 (З-147).
4.4. Для углубления (бурения) скважины компоновка бурильной колонны включает:
- долото СЗ – ГАУ-R203 Æ 144,0 мм;
- забойный двигатель Д1-105;
- два обратных клапана КОБ-95;
- два контейнера (Æ 100 мм) с глубинными манометрами МИКОН-107;