книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт

F F H

♦ cтруктурную: Н – (С – С)2 – С – О – Н.

F F H

Молекулярная масса – 232,07.

Массовая доля спирта-теломера составляет 99 %, остальное – гомологи спирта, метанол и вода.

Спирт-теломер представляет собой бесцветную прозрачную жидкость с резким запахом, растворимую в метаноле, ацетоне, эфире, но не растворимую в воде, плотностью 1660–1670 кг/м3.

Спирт-теломер устойчив при длительном хранении. При нормальных условиях это стабильное, малоопасное, невзрывоопасное, трудногорючее вещество, относящееся к 4-му классу опасности.

Температура замерзания спирта-теломера – минус 60 °С, температура вспышки в открытом тигле – 103 °С. Ткань, пропитанная спиртомтеломером, не горит.

Получают спирт-теломер при синтезе полифторированных спиртов в больших количествах. Производство традиционное.

Спирт-теломер в небольших количествах используют в лабораторной практике для синтеза акрилатов, производства ПАВ и других целей.

Известно также его использование в качестве пеногасителя для буровых растворов [110] и перфорационной среды.

Выполнены исследования свойств полифторированного спиртателомера как жидкости глушения (табл. 2.8).

Приведенные в табл. 2.8 данные показывают, что коэффициент восстановления проницаемости керна после воздействия на него спиртомтеломером очень высокий и составляет 111 % на образцах с проницаемостью 0,533 мкм2 и 103 % на образцах с проницаемостью 0,23 мкм2.

Превышение первоначальной проницаемости образцов керна после воздействия на них спиртом-теломером обусловлено, по-видимому, очисткой каналов за счет растворения тонкой фракции горных пород спиртомтеломером.

251

Высокая плотность спирта-теломера позволяет применять его для глушения продуктивных пластов с высокими пластовыми давлениями без дополнительных технологических жидкостей.

Спирт-теломер имеет повышенное значение условной и пластической вязкости, что предупредит глубокое его проникновение в продуктивные, даже мелкотрещиноватые, пласты.

Спирт-теломер не смешивается с водой и буровыми растворами на водной основе, и тем самым исключается необходимость закачки буферной жидкости между жидкостью глушения и буровым раствором при подаче их в ствол скважины.

Поскольку спирт-теломер не содержит в своем составе твердых взвешенных частиц, это исключает загрязнение призабойной зоны пласта и вместе с этим не кольматирует пласт, а значит, и не будет препятствовать притоку нефти из скважины. В результате будет достигнуто сокращение времени на пуск скважин в работу и достижение потенциального дебита скважин.

2.4.8. Разработкатехнологииглушенияскважин, пробуренных со вскрытиемпродуктивного пласта приотрицательном дифференциальном давлениив системе«скважина– пласт»

Основным требованием к технологии заканчивания скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», является исключение контакта продуктивного пласта

сбуровым и цементным растворами на водной основе. Кроме того, жидкости для глушения таких скважин не должны содержать твердой фазы,

стем чтобы исключить кольматацию коллектора. Немаловажным фактором является стоимость выполнения работ.

Перспективным, как отмечалось выше, является совмещение процесса глушения скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», с интенсификацией притока.

Одновременно актуальной проблемой является обеспечение успешного проведения геофизических исследований в интервале продуктивного пласта, т.е. исключение образования стойких эмульсий.

Наиболее простым и доступным методом глушения является смена в стволе скважины рабочей промывочной жидкости задавочной жидкостью. Однако в связи с высокой стоимостью высших спиртов, по-видимому, необ-

253

ходима разработка технологий, позволяющих снизить расход специальных жидкостей глушения.

Одной из таких технологий является многократное использование одной и той же жидкости с реализацией мероприятий по ее очистке. Данная технология наиболее проста, но требует применения дополнительного парка емкостей.

Следующей технологией является комбинированное использование жидкости глушения в сочетании с рабочей промывочной жидкостью.

Эта технология заканчивания скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном перепаде давлений в системе «скважина – пласт», в основном определяется градиентом пластового давления при одновременном выполнении вышеуказанных требований.

Разработаны три варианта технологии заканчивания скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», в зависимости от соотношения величин пластового

игидростатического давлений, создаваемых столбом нефти.

Вкаждом варианте достигается совмещение по времени элементов заканчивания скважин (подъем бурового инструмента, проведение окончательного каротажа, спуск погружного насоса) с воздействием на продуктивный пласт с целью интенсификации притока.

Размещенная против продуктивного пласта одна из жидкостей интенсификации притока: побочный продукт производства диметилдиоксана, или 1, 1, 5-тригидрооктафторпентанола-1 (спирт-теломер), в течение всего периода заканчивания скважин, взаимодействуя с компонентами продуктивного пласта, обусловливает повышение его фильтрационно-емкостных свойств и в результате повышение притока.

1-й вариант. Гидростатическое давление столба нефти, используемой в качестве одного из компонентов газожидкостной смеси, превышает пластовое. Следовательно, по окончании вскрытия продуктивного пласта

ипосле дегазации нефти в стволе скважины устанавливается статический уровень на определенной глубине (например, на Шумовском месторождении на глубине 600–800 м).

2-й вариант. Пластовое давление в продуктивном пласте, вскрытом при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», не уравновешивается гидростатическим давлением столба нефти из продуктивного пласта, но уравновешивается гидростатическим давлением столба тяжелой нефти плотностью 930 кг/м3 (например, нефти Ножовского месторождения).

254

3-й вариант. Пластовое давление в продуктивном пласте, вскрытом при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт», превышает гидростатическое давление столба даже тяжелой нефти.

Технология заканчивания скважин для всех трех вариантов предусматривает вскрытие продуктивных пластов открытым стволом без цементирования. В случае если продуктивный пласт сложен неустойчивыми горными породами, его перекрывают хвостовиком без цементирования.

Для всех вариантов следующей общей операцией после окончания бурения является закачка в интервал продуктивного пласта и на 150 м выше него одной из вышеприведенных жидкостей побочного продукта производства диметилдиоксана, или 1, 1, 5-тригидрооктафторпентанола-1.

Впервом варианте поднимают инструмент до кровли жидкости интенсификации притока, заполняют ствол скважины нефтью, на которой осуществлялось бурение с подъемом ее до статического уровня с учетом плотности жидкости в нижней части ствола скважины.

Во втором варианте поднимают инструмент до кровли жидкости

интенсификации, и остальной ствол заполняют тяжелой нефтью плотностью 930 кг/м3 (нефть Ножовского месторождения).

Втретьем варианте после закачки жидкости интенсификации и подъема инструмента до его кровли заполняют остальной ствол скважины промывочной жидкостью расчетной плотности.

При подъеме инструмента ведут непрерывный долив скважины жидкостью, указанной в каждом варианте.

После подъема инструмента выполняют комплекс геофизических исследований (ГИС) окончательного каротажа.

Предложенные составы жидкостей интенсификации не искажают результаты ГИС.

После выполнения ГИС производят спуск глубинного оборудования, обвязку устья скважины и вызов притока.

Впроцессе всех этих операций продуктивный пласт находится в контакте с одной из вышеуказанных жидкостей интенсификации.

Ввиду того что плотность и вязкость жидкости интенсификации спирта-теломера больше буровой промывочной жидкости, не происходит их смешивание.

Таким образом, в случае применения предложенных составов жидкостей интенсификации и технологии заканчивания скважин идет совмещение операции подъема бурильного инструмента, проведения ГИС и спуска за-

255

бойного оборудования с обработкой продуктивного пласта с целью интенсификации из него притока нефти. После спуска глубинно-насосного оборудования или лифта при фонтанной эксплуатации на расчетную глубину запускают скважину в работу. В процессе работы из скважины первоначально в первом и втором вариантах удаляется нефть, в третьем варианте – буровой промывочный раствор, а затем жидкость интенсификации.

В результате реализации разработанной технологии заканчивания скважин не только полностью исключается загрязнение продуктивного пласта, а, наоборот, достигается его очистка.

2.5. РАЗРАБОТКАИСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕТЕХНИЧЕСКИХСРЕДСТВ

ДЛЯЗАКАНЧИВАНИЯСКВАЖИНПРИОТРИЦАТЕЛЬНОМ

ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОМДАВЛЕНИИВСИСТЕМЕ«СКВАЖИНА– ПЛАСТ»

Заканчивание скважин на ОПД является специфическим технологическим процессом, который требует применения специального комплекта оборудования и соответствующей его обвязки. Однако до последнего времени в отечественной практике отсутствовали рекомендации по схемам расположения и тем более по конструкциям отдельных узлов специального оборудования для бурения нефтяных скважин на ОПД в определенных геолого-технических условиях.

В зарубежной литературе приводятся только общие схемы, а конструкции оборудования засекречены.

К.М. Тагировым и В.И. Нифантовым в [146–148, 150, 180, 181] приведены принципиальные схемы обвязки технологического оборудования и конструкции отдельных узлов специального оборудования для бурения с продувкой газом, газожидкостной смесью и пенами газовых скважин при аномально низких пластовых давлениях.

Рекомендации этих работ в полной мере непригодны для вскрытия нефтяных пластов на ОПД, так как в этом случае, наряду с идентичными операциями, необходимо обеспечить сбор и утилизацию добываемой нефти.

Ряд принципиальных схем технологии заканчивания скважин на депрессии приведен в [182].

В то же время последние носят общий характер и не могут быть использованы в конкретных геолого-технических условиях.

256

В [168] отмечается, что разработка общей схемы размещения технологического оборудования на ОПД требует тщательного обдумывания и планирования. В связи с тем что работа на ОПД широко используется при разбуривании уже разрабатываемых месторождений, недостаточным является проведениетолькоработпопланировкеплощадки.

Так, в [168] отмечается, что при проектировании бурения на ОПД должны учитываться:

–рельеф участка;

–система природного дренажа;

–превалирующее направление ветра;

–радиусы зон безопасности и установленные существующими нормативными документами размеры этих зон;

–оборудование и производственные зоны на участке;

–размеры и число емкостей под нефть;

–подъездные дороги;

–места парковки грузового транспорта и других транспортных средств, необходимых для обеспечения производственного процесса;

–пути аварийной эвакуации;

–места расположения жилых и служебных помещений.

Кроме того, в отличие от обычных методов, при бурении на ОПД необходимо рассматривать проблемы, связанные с конструкцией и расположением линий для отвода газа и воспламенителей, планировать места расположения дополнительного персонала, а также зон безопасности и др.

Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности установлено, что минимальное расстояние от устья скважины до конца выкидной линииилиний, отводящихгаздлясжигания, должнобытьнеменее100 м.

Авторами разработано устройство для вскрытия продуктивного пласта на ОПД [183].

В состав типовой схемы обвязки входит следующее оборудование:

1.Буровая установка с непрерывной трубой (например, установка типа «Галилео»), или обычная буровая установка, или подъемный агрегат.

2.Противовыбросовое оборудование, смонтированное по индивидуальной схеме обвязки устья для каждого месторождения, согласованной с территориальныморганомГосгортехнадзораРФипротивофонтаннойслужбой.

В обвязку стандартного блока противовыбросовых превенторов по схеме

№1 вносятсядвадополнения: дополнительнопревенторсглухимиплашкамиили шаровой кран устанавливают на крестовину фонтанной арматуры, вращающийся

257

превентор-герметизаторроторный монтируютвверхней стволовойчастипревенторов. Вчастности, обвязкаустьяскважины(рис. 2.8–2.10) состоитиз:

–крестовины фонтанной арматуры;

–механического превентора с глухими плашками типа ППМ 125×210 или156×210 илиустьевогошаровогокранасмеханическимприводом;

–крестовины плашечных превенторов с гидрозадвижками;

–гидравлических, плашечных превенторов с трубными, глухими или срезными плашками типа ППГ 230×350, ППГ 180×210 или ППГ 156×210 – 2 шт. (в зависимости от конструкции скважины);

–универсального превентора типа ПУГ 230×350, ПУГ 180×210 или ПУГ 156×210 (в зависимости от конструкции скважины);

–вращающегося превентора-герметизатора роторного ГР 230×14/3,5, илиуниверсальныхвращающихсягидравлическихпревенторовВУГП180×210, ВУГП156×210, илидр. (взависимостиотконструкциискважины);

–роторногогерметизатораГР230×14/3,5 (табл. 2.9);

Рис. 2.8. Схема стволовой части противовыбросового оборудования

258