Техника и технологии повышения качества первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта при строительстве скважин

METHODS FOR IMPROVING THE QUALITY OF PRIMARY AND SECONDARY PENETRATION OF A PRODUCTIVE FORMATION IN THE CONSTRUCTION OF WELLS

Z. MURASHEV,
LLC MFC «ChemServiceEngineering»

Применение современных, научно обоснованных технологий воздействия на продуктивный пласт при первичном и вторичном вскрытии позволит значительно увеличить добывные возможности строящихся скважин.

Все технологии и рекомендуемые химреагенты разработаны на принципах импортозамещения.

The application of modern, scientifically validated technologies to influence the productive layer during primary and secon dary autopsies will significantly increase the production capabilities of the wells under construction.
All technologies and recommended chemical reagents are developed on the principles of import substitution.

Существующее положение
Известно, что судьба продуктивности и долговечности скважины решается в процессе строительства, и прежде всего в ходе первичного вскрытия продуктивного пласта, когда долото только начинает внедряться в кровлю продуктивной зоны.
В этот момент мгновенно начинается проникновение в проницаемый пласт фильтрата бурового раствора, которое продолжается до создания прочных контактов формирующегося цементного камня и породы пласта после крепления скважины. Между началом фильт­рации флюидов бурового раствора в пласт и окончанием этого процесса проходит много времени, затрачиваемого на бурение пласта, бурение зумпфа, проведение геофизических работ, часто последующих испытаний пласта, спуска эксплуатационной колонны и еe цементирования до набора затвердевающим цементом необходимой прочности и качества сцепления с породой пласта и материалом обсадной колонны. В это время продолжается проникновение фильтратов буровых и тампонажных растворов в продуктивный пласт, что часто не способствует сохранению его первоначальных свойств по фильтрации и проницаемости. Эти задачи особенно актуальны для протяженных горизонтальных стволов скважин, где время от момента вскрытия кровли пласта до окончания скважины бывает кратно выше, чем в вертикальных и наклонно-направленных скважинах. Например, по исследованиям института «СургутНИПИнефть», средняя зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт в наклонно-направленных скважинах составляет около 5 м, что намного превышает зону образования каналов и трещин при перфорации (рис. 1).


Десятками лет считалось, что для сохранения первоначальной продуктивности скважины можно идти следующими путями: или упрочнением корки твeрдой фазы бурового раствора, образующейся на стенке проницаемой зоны продуктивного пласта до состояния герметичности; или приданием химическими методами фильтрату бурового раствора отмывающей и ингибирующей способностей как при движении в пласт, так и при выходе из пласта при освоении скважины.
Для решения первой задачи (упрочнение корки из твeрдой фазы бурового раствора на стенке скважины) в институте «БашНИПИнефть»доцентом В.Н. Поляковым ещe в 1981 г. была разработана технология струйной кольматации при первичном вскрытии продуктивной зоны пласта скважины (рис. 2). Технология зачастую решала большинство поставленных задач, но полностью прекратить фильтрацию основы бурового раствора в пласт не удавалось – вследствие влияния явлений диффузии и осмоса: энергии струи бурового раствора, выбрасываемой из насадки со скоростью часто более 100 м/с, явно было недостаточно.
Параллельно академиком Р.Ф. Ганиевым была разработана технология создания в буровом растворе ультразвуковых колебаний генератором ультразвука, встроенным в долото «Волгабурмаша» (рис. 3). Параллельно с увеличением продуктивности скважин удалось повысить и технические показатели работы долот как по механической скорости, так и по проходке на долото. Но это увеличение проявлялось только при бурении твeрдых и крепких горных пород, в пластичных породах этот эффект отсутствовал.


Актуализация вопроса и современные разработки гидродинамического волнового воздействия

Когда в лаборатории нелинейной волновой механики РАН возникла необходимость гидродинамического и волнового воздействия на стенки скважины при бурении под техническую колонну в интервале 550 – 1400 м на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении, автору удалось совместить оба устройства в одном наддолотном переводнике (рис. 4). Устройство было изготовлено и успешно прошло испытания на Заполярном НГКМ. При воздействии на пористую среду призабойной зоны при первичном вскрытии (интервал Сеноманских отложений) были решены задачи:

Десятками лет считалось, что для сохранения первоначальной продуктивности скважины можно идти следующими путями: или упрочнением корки твeрдой фазы бурового раствора, образующейся на стенке проницаемой зоны продуктивного пласта до состояния герметичности; или приданием химическими методами фильтрату бурового раствора отмывающей и ингибирующей способностей как при движении в пласт, так и при выходе из пласта при освоении скважины.

– по противодействию образованию каверн в слабосцементированных песчаниках;
– гарантированного подъeма цементного раствора до устья при креплении;
– по противодействию потерь бурового раствора в песчаниках сеномана;
– по противодействию проникновения фильтрата бурового раствора в пласт;
– по обеспечению устойчивости стенок скважины в слабосцементированных породах.
Конструкция механизма генерации нелинейных волн в комплексе с насадками гидродинамического воздействия на породы пласта рассчитана из условий проектных требований к режимам бурения и промывки ствола скважины. Причeм расстояния от сопел гидромониторных насадок до стенок скважины регулируются в широких пределах, согласно предварительным расчeтам, для создания максимального эффекта.
Воздействие нелинейных волн в многофазовых системах при бурении скважины, сгенерированных встроенным волновым излучателем, позволяет упрочнять зону кольматации в породе пласта до 80 раз больше, чем при воздействии энергии струи из гидромониторной насадки, и обеспечить герметичность проницаемой стенки скважины.


Современные разработки по химической защите продуктивного пласта при первичном вскрытии
При хорошей изученности минералогического состава флюидов продуктивного пласта и невозможности применения гидроволновой защиты проектируется один из вариантов:
1. Включение в буровой раствор добавки РБС-3 или НТФ – для придания фильтрату бурового раствора отмывающих и ингибирующих свойств.
2. Включение в буровой раствор добавок, создающих гелевый экран в зоне контакта фильтрата с пластовым флюидом в теле продуктивного пласта. (Предпочтительно в случаях однородности пластового флюида, но рассматриваются и остальные варианты залегания нефти).
В случае слабой изученности пластового флюида запроектировать прокачку пачек, содержащих отечественные химреагенты, в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта – для придания фильтрату отмывающих, а часто и ингибирующих свойств.
В разработке находится ещe несколько добавок в различные по химическому составу буровые растворы для защиты продуктивного пласта при первичном вскрытии, часто обладающих инвертными свойствами. Таким образом решается задача по восстановлению коллекторских свойств пласта даже после установки разнообразных гелевых и твeрдофазных экранов в теле пласта.

Химическая защита продуктивного пласта при вторичном вскрытии
Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится на растворе с включением обработки его реагентом РБС-3 для придания фильтрату бурового раствора свойств отмывания пор и каналов продуктивного пласта и ингибирования от разбухания глин, а также очистки от солей тяжeлых металлов, включая очистку от барита утяжелeнного бурового раствора.
Выполнены успешные работы на действующих скважинах по очистке призабойной зоны пласта Барьерного, Южно-Юрьяхинского, Западно-Сайгачного и других месторождений (табл.). Эти работы рекомендуется проводить в рамках повышения нефтеотдачи пластов.
В стадии разработки находятся ещe несколько технологий по защите продуктивного пласта при вторичном вскрытии различными способами.

Выводы и рекомендации
Применение современных, научно обоснованных технологий воздействия на продуктивный пласт при первичном и вторичном вскрытии позволит значительно увеличить добывные возможности строящихся скважин.
Все технологии и рекомендуемые химреагенты разработаны на принципах импортозамещения.
Творческий состав нашей компании готов решать различные задачи, возникающие в процессе нефтедобычи.

Литература


References

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Мурашев З.А.

    Мурашев З.А.

    начальник департамента скважинных технологий

    ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»

    Просмотров статьи: 243

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru