автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и совершенствование технологии вскрытия продуктивных отложений с пониженным пластовым давлением с промывкой пеной

РГ6 од

КОМИТЕТ ПО ВЫСШЕЙ ШЛЕ МИНИСТЕРСТВА НАУКИ, ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ И " 5 ЖнйШой ПОЛИГИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ . -УфимокиИ нефтяной инотитут

На правах рукописи

ПАРАФУТДИНОВ БИЛЬ АХМЕТОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРИВНСГВОВАНИР ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТШ . ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОКЕНИЙ С ПОНИКЕЧНИМ ПЛАСТовьи ДАВЛЕНИИ С ПРОМЫВКОЙ ПЕНОП

05.15.10 - Бурение оадажии

АВТОРЕФЕРАТ дисоертации на ооиокание ученой етевеии кандидата технических наук

Уфа 1993

Работа выполнена в Башкирском государственном ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности (Башнипинефть)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Н.Ф. Кагарыаноа

Официальные оппоненты: старший научный сотрудник доктор технических наук» Ситдыхов Г.А. кандидат технических наук, доцент Матюшин П.Н.

Защита состоится "23" апреля 1993 г. в 15 час. на заседании специализированного совета Д 063.09.02 Уфимского нефтяного института по адресу: 420062, г. Уфа, ул.Космонавтов, I.

С диссертацией можно ознакомиться в техническом архиве института.

Автореферат разослан Кб 1993 г.

Ведущее предприятие Татнипинефть

Ученый секретарь специализированного совета доктор техничес профессор X

Лхц

Б.И. Ишемгужии

ОБЦШ .ХАРШВНИЯЯН4 РАБОТЫ Актуальность работы. Одной из важнейших 'задач позшекия ста-пени извлечения нефти и газа из недр является качественное вскрытие продуктивного пласта. В настоящее время актуальность задачи закашивания скванин приобретает особй важное значение. Больгаин-ство нефтяных месторождений Башкирии вступило в позднюю'стадию разработки. Несмотря на длительвув эксплуатацию местороадений, относительный процент отбора природных запасов не^ти невелик -не превышает . 40-50#. - ■

Дурение новых скважин позволит организовать более глубокий, отбор запасов нефти путём уплотнения сетки скважин, использования естественного режима эксплуатации и применения различнкх методов воздействия на пласт. »

Пластовые давления на истощенных месторождениях снизились в ряде случаев до аномально-низких. В этих условиях вскрытие продуктивных отложений с применением буровых растворов приводит

:с их поглощению. В результате этого возникают осложнения и аварии ♦

в скважине. Кроме того, взаимодействие бурового раствора с пластом приводит к закупорке коллекторов фильтратом и твердой фазой раствора. В продуктивном пласте происходит ряд необратимых про-. Йесоов, приводящих к снижению проницаемости коллектора, я восстав новлекие нефтепронивдемооти продуктивного пласта при освоении скважины становится невозможным.

Отечественный и зарубежный опыт бурения скважин показал, что одним из перспективных направлений повышения качества вскрытия продуктивных пластов является использование аэрированных лэдкостей и пен. • '

Применение газовдцкостяых систем при вскрытии шастов, предусматривавшее создание равновесных условий или депроссии в системе скважина-пласт, дозволяет проходить продуктивные отложения без потерь бурового, раствора, значительно улучшить показатели работы долот, сохранить естественную проницаемость коллектора, увеличить продуктивность скважины и нефтеотдачу пласта. ■

В этой связи разработка аффективной технологии вскрытия. продуктивных отлояенгсй с'аномальио-ни8ким пластовым давлением с промывкой иеной является й о льдам резервом улучшения технико-зкономических показателей строительства сквагпн.

Цель шбоун. Повышение качества вскрытия продукт...нт отложений с пониженным пластовым давлением, сокращение сроков . бурения, и освоения скважин и увеличение их дебита.

Оъгют тт тпшжтя-

1. Экспериментальные исследования мехапизма проникновения фильтрата буровых растворов в пористую срчду в процессе бурения и характера изменения коллекторских свойств пласта.

2. Разработгл технологии вскрытия продуктивных отложений

с пониженный пластовым давлением с промывкой пеной при закрытой системе циркуляции, . - . ,

3. Внедрение разработанной технологии вскрытия , продуктивных отлокекай с промывкой пеной.

4. Оценка качества вскрытия продуктивных отлокегай на основании гидродинамических и геофизических исследований.

5. Оценка экономической эффективности технологии вскрытия ; продуктивных отлояений с. промывкой пеной..

. - 5 -

Методы решения поставленные задач. Лабораторные исследования механизма проникновения фильтрата буровых растворов в пористую среду в процесса бурения и характера изменения коллектореких свойств пласта; прямые прошеловые эксперименты, анализ результатов апробирования технологии вскрытия продуктивных пластов с промывкой пеной й различных геолого-технических условиях; статистическая обработка результатов лабораторных и промысловых исследований и промышленного внедрения.

Научная новизна. Установлено, что все буровые растворы на водное и нефтяной основах, при создания перепада давления в системе сквакива-пласт, в пропессв бурения фильтруются в продуктивный пласт через поверхность забоя скважины.

Лабораторными исследованиями процесса бурения на естественных кернах пористостьв 19...21% и проницаемостью 0,3...2,4 мш2 показано, ч^о скорость проникновения Фильтрата буровых растворов через поверхность забоя всегда превышает маханичве куя скорость бурения ( опережающая «Рильтрадря ).

Усгпновдено, что коэффициент восстановления проницаемости в лабораторных условиях на вышеуказанных образцах не превышает 15%.

Разработана технология вскрытия продуктивных отложений с пониженный пластовым давлением о промывкой пеной при закрытой системе циркуляции.

Установлено, что вскрытие карбонатных продуктивных коллекторов трещинно-порово-каварнового типа с аномально-низким пластовал давлением с применением бурового раствора проводит' к значительной их кольматации, занижению емкостных свойств по Щ» и неоднозначности в определении нижнего предела пориотости.

: Осрог'ше 8ОТМ9Ш9-ДОРОТИ..

1. Результаты'лабораторных исследований фильтрации буровых растворов в пористую среду в процессе бурения ж характера изие- ; нения коллекторских свойств пласта цри этой.

2. Разработанная технология вскрытия продуктивных отложений с пониженным пластовым давлением о промывкой пеной при закрнтой системе циркуляции.

3. Результаты промысловых исследований, показывающих уровень технико-экономической эффективности вскрытия продуктивных отозваний с прошвкой пеной.

4. Результаты геос^иаэтаских исследований влияния буровик растворов на качество вскрытия продуктивных пластов, ■

Практическая реннодть. Разработай технология вскрытия продуктивных отложений о промывкой пеной, применение которой обеспечило до сравнению с использованием обычных буровых растворов:

- повышение механической скорости бурения и проходки на долото в 2,3...4,б раза;

- возможность вскрытия продуктивных отложений большой ■толщены без осложнений (поглощений и др.){

- умэныпение времени своения скважин в 3...5 раз;

- повышение дебита скважин в 2...5 раз.

, Реализация паботы в промышленности. Разработаны, утверждены объединением Еашнефть и внедрены:

1. Руководство по вскрытию продуктивных нефтяных пластов с использованием газообразных агентов ( 1976 г. ).

2. Руководство по исследованию фильтрационных свойств буро-В1нс растворов, применяемых при бурении оценочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов ( 1980 г. ).

3. Стандарт объединения "Вскрытие продуктивных отложений с пониженным пластовым давлением с применением газообразных агентов" ( СТо-03-116-82 ).

4. "Инструкция по применению реагентов для нейтрализации сероводорода прр бурении «зажин и вскрытии пластов с промывкой аэрировечной и технической водой в ослсшенннх условиях сероводородной агрессии" ( РД 39-0147276-504-87 Р ).

Экономический эффект от внедрения разработанной технология вскрытия продуктивных отложений (СТ0-03-1Г*-62) па Ишимбайском нефтяном месторождении составил 285,7 тыс.руб. в цв«а* 1984г.

Дцвобащм пабоун. Основные положения диссертации'докладывались на Всесоюзной.научно-технической конференции по проблеме "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин" (г. Ивано-Франковск, октябрь 1982 г.); на Всесоюзном совещании "Состояние и пути совершенствования техники и технологии промывки скважин, вскрытия продуктивных пластов" (г.Краснодар,-май 1984 г.); на 17 Всесоюзной научно-технической конференции "Разрушение горних пород при бурении скважин (г. 7?а, 1986 г.); на заседании Секции.бурения Ученого Совета Баишпинесгть (1986 г.).

Разработка "Технология вскрытия продуктивных отложений с аномально-низким пластовым давлением с применением пены" экспо-_ нировалась на ВДНЗССССР и отмечена серебряной медалью.

Пуб.тикати. По теме,диссертации автором опубликовано 12 печатный работ. . '

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, впводов и рекомендаций. Содержит 339 бтраниц машинописного текста, 25 таблиц, 27 рисунков, список литературы из 97 наименований и 8' приложений.

. . . - 8 -

* , '

' СОДЕЕШМЗ РАБОТЫ ' ■

Бо введении обоснована актуальность работы, сфорадглироваза постановка задачи и изложена цель исследований.

В паевой главе приведен анализ современного состояния технологии вскрытия продуктивных пластов и влияния различных типов буровнх растворов на фильтрационные свойства призабойной зовы пласта.

а Проведенные исследования показывают, что в большинстве слу- :

чаев продуктивные пласт вскрывается без учета особенностей коллектора. Дуровой раствор, применяемый при проходке основного ствола скважины, используется и при вскрытии продуктивного пласта. ■ Таким образом, вакнейшему заключительному этапу строительства : скважины не уделяется должного внимания.

При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения буровой раствор и фильтрат его проникают в пласт, вызывая кольматавдю призабойной зоны. Наиболее значительно это проявляется в случаях, когда пластовое давление ниже гидростатического. Ухудшение кол-лекторских свойств пласта приводит я к уменьшению продуктивности сквозив.

Значительный вклад в решение вопросов качественного вскрытия продуктивных пластов при бурении нефтяных и газовых скважпн внесли отечественные исследователи: Б.А.Амиян, Г.А.Бабалян, П.С.Баландин, А.С.Бронзов, Н.П.Васильева, К.Ф.2игач, Е.Ф.Кагар-, манов, Р.Г.Карлов, Н.М.Касьянов, Е.Г.Леонов, Ю.С.Лопатин,

М.Р.1/1авлютов, П.Н.1Латюшян, ,Б.П.}.1азур, А.О.Мехлуков, И.МЛ4урадян, . Г.Т.Овнатанов, К.Ф.Паус, ВЛ.Токунов, З.М.Шахмаев, Г.В.Иеберстов, В.Ф.Штырдин, А.М.Ясвшн, Р.С.Яремийчук и др..

; Из зарубежных работ заслуживают внимания исследования К.Гет-лина, Да.Р.Грея, Г.С.Дарли, С.К.Шергюсопа, Д.к.Клотца и др.

'"•.-' - 9 -

Обычно продуктивные пласты вскрываются при забойном давлении значительно превышающем пластовое. Эти репрессии на пласт яри его вскрытии я гидродинамические давления в процессе спуско-подъег.шнх операция являются главной причиной проникновения в пласт большого количества бурового раствора и его фильтрата.

Глубоко^ проникновению фильтрата способствует рад факторов: неоднородное строение коллекторов; аномально-низкие пластовые давления; значительные репрессии на пласт; продолжительное время 'бурения и освоения скважин.

В результате нарушения природного равновесия в пласте происходят некоторые необратимые процессы, приводящие к снижению есте-/ственной проницаемости коллектора (Н.М.КасьяЕов, В.С.Штырлин).

Многие исследователи отмечают, что набухание глин, присутствующих в породе-коллекторе, является одной из основных причин снижения проницаемости коллекторе!. Возможны случаи полного закупоривания порового пространства (В.А.Амиян, В.В.Девликамов, К.Ф.Пауе, М.Р.Мавлютов, С.А.Султанов к др.).

В процесое бурения Емеоте с фильтратом бурового раствора в пласт проникают коллоидные и тонкодаспегсные твердые частицы.

йятгуггопивя ни а поп и тпапшн фвяптп^ пяпттгя^ таикв ПРИВОДИТ К ухудшению коллекторских свойств плаота. Проникновение 6-8$ глинистых частиц в пористую среду снижает ее проницаемость в несколько раз. В общем случае, данные лабораторных и промысловых исследований показывают, что частицы твердой $азы бурового раствора, с одной стороны, образуя глинистую корку, препятствуют фильтрации в пласт большего количества воды, чем способствуют уменьшению отрицательного влияния фильтрата, с другой - сами могут проникать в пласт на значительную глубину, ухудшая его фильтрационные свойства (Г.И.Антонишин, Ц.Р.Мавлюгов, Л,И.Орлов, А.В.1^чяйн, Н.М.Свихнудан, Р.С,Ярешйчук и др.).

. , -.10 -

Елокигушва действие (Уяльтппта. обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в пористой среде,- одна : из пргчин снижения естественной проницаемости коллектора. При попадании воды в пласт снижается не только разовая, но и абсолютная проницаемость коллектора за счет образования пристенных слоев жидкости на поверхности пор. Исследования ученых показали, что жидкость, находящаяся в пристенном слое, обладает аномально высокой вязкостью. Толщина этих тонких слоев около 0,1 мкм и удаление их с твердой поверхности сопряжено'со значительнаш труднее-! тями (Г.А.Бабалян, Б.В.Дерягин, М.М.кусаков, М.Р.Чавлютоа и др.).

Роль капиллярных сил проявляется в процессах капиллярного впитывания воды из скважины при вскрытии нефтегазоносного пласта бурением и капиллярного перераспределения пластового флшда и

г

фильтрата 'раствора в зоне проникновения.

Образование в пласте стойких воло-нвГгтрця аг,шр,сцп возможно почти на всех месторождениях. Существуют различные точки зрения на механизм образования эмульсий, но сам этот ?акт не вызывает сомнений. Под действием перепада давления в системе скважина-пласт- эмульсия фильтруется в пласт, что гокет привеоти к закупорка нор и частичной или полной утрате породой естественной проницаемости (£.И,Котяхов, Л.В.Лютин, Г.Т.Овнатанов и др.).

Проницаемость призабойной зоны может быть уменьшена и за счет образования в пласте цегаствошмнх осадков в результате взаимодействия фильтрата бурового раствора и пластовой жидкости (В.А.Ашян, Г.Н.Доброхотов, Б.Г.Логинов, Г.Т.Овнатанов и др.). -

Некоторые исследователи утверждают, что раствори на нефтяной основе ¿фактически на фильтруются, исходя, в основном, из стандартных статических измерений, а следовательно, их влияние на проницаемость коллекторов продуктивных пластов незначительно.

Однако прошсловые данные, полученные при бурении оценочных-скважин с отбором керна о применением растворов на нефтяной основе, указывают на промытость керна фильтратом бурового раствора. При этом фильтрация раствора сопровождается образованием корки и кольматадаонной зоны, наблодаемой визуально на срезе керна. Такое формирований зоны проникновения и возникающие при этом . физико-химические процессы не могут проходить без изменения проницаемости пород.

Зарубежные исследователи также показывают, что при применении бурового раствора на нефтяной основе часто отмечается блокирование притока углеводородов к стволу скважины. Ухудшение проницаемости пласта может вызываться проникновением в пласт твердых частиц, образованием эмульсионных пробок и изменением естественной смачиваемости породы под воздействием ПАВ., входящих в состав растворов на углеводородной основе (инверсия смачиваемости).

Все буровые растворы, независимо на водной или нефтяной основах, при создании перепада давления в система сквагина-пласт фильтруются и проникают в породу-коллектор. Расформирование образовавшейся зоны проникновения длится от нескольких месяцев до нескольких лет, но полного восстановления начальной проницаемости заморенной зоны при освоении скважин достигнуть- не удается.

Многочисленные промысловые исследования использования газожидкостных систем (пена, аэрированная жидкость) при вскрытии продуктивных отложений с-пониженным пластовым давлением псказывагт их значительное преимущество в сравнении с любыми типами буровых растворов. Применение газсяидкостных систем обеспечивает повнгаениз технико-экономических показателей бурения, сохранение коллектор-ских свойств пласта, увеличение продуктивности скважин и сокращение сроке, ввода их в экснлуртащю (А.О.Метлумов, К.С.Лопатин, Н.М.Цурадан). ; .

Во второй главе описаны методика и результаты проведенных експерлментальяшс исследований.

Исследования проводятся, с буровыми растворами на водной и нефтяной основах. Еассмотренае проблемы ведется б такой последовательности: исследование фильтрации буровых растворов встатичеиких условиях и в процессе бурения (под долотом); исследование влияния проникновения буровых растворов ва проницаемость коллекторов продуктивного пласта. _ .

В качестве критерия сравнения, различных растворов используется коэффициент восстановления проницаемости. Очевидно, раствор, который в стендовых условиях оказал наименьшее влияние на проницаемость керна, будет сохранять это свойство и по отношению к пласту. Однако количественно оценить изменение продуктивности сквакинн, используя Езмерениянакернах.нельзя, так как он не моделирует пласт полностью. .

Еигачем К.Ф. и. Паусоа К.Ф. предложена методика, по которой вредное действие промывочного агента ва херз оценивалось коэффициентом восстановления проницаемости, т.е. отношением пефтепроницае-мости керна после фильтрации через лето промывочной жидкости к первоначальной нефтепроницаемости. Однако она учитывала фильтрацию бурового раствора лишь в статических условиях.

Предлагаемая методика основывается на реальных условиях фильтрации, возникащих в момент вскрытия продуктивного пласта, т.е. в процессе бурения. Именно в процессе бурения происходит интенсив. нов проникновение (мгновенная фильтрация) бурового раствора и фильтрата в пласт. ,••'

Принимаем, что, при бурешлгпронпкноврние фильтрата бурового раствора происходит через поверхность забоя скважины. - - Движение фильтрата ограничивалось толы.о линейкой системой -фильтрат бурового раствора направляется под дслото; радиального потоде через стев>у сква-пинн нет.

- 13 - . . .....

Полученное движение фильтрата мотно выразить математически ' линейным законом Харся. 1

Исследования проводились на экспериментальной установке, спроектированной и изготовленной вБешнипинефти. Установка состоит из следутшх основных частей: камера высокого давления, система циркуляции бурового гаствора, привод вращения долота, система поддержания давления и блок замера расхода фильтрата.

В камере высокого давления осуществляется бурение образца -««¡рода (керна) долотом. .

Мвтодака проведения исследований.

1. Производится насыщение образца водой или нефтью в камере акспериментальной установки, прокачивание насыщавшего флюида в обратном направлении (от штуцера "сбор фильтрата" к долоту) до установившегося режима фильтрации. Определяется первоначальная проницаемость керна -/{^.

2. В камеру, к входному концу образца, подается испытуемый раствор. Поддерживается заданный перепад давления на керне. Замеряется объем фильтрата, проникшего в образец за единицу времени. Статические условия фильтрации.

3. Осуществляется Фильтрация бурового раствора в процессе, бурения, в прямом направления (от долота к.штуцеру "сбор фильтрата") . Создаются циркуляция бурового раствора и перепад давления на керне, задастся частота вращения долота и нагрузка на долото. Записываются скорость -фильтрации и механическая скорость бурения. Фильтрация производится до того момента, когда через образец пройдет фильтрат бурового раствора в количестве, как минпмум, одного поровсго объема.образца. ' .

4. Прокачивается в обратном направлении первоначальный улмид насндения до получения установившегося режимафильтрации. Спгедо- . лявтся проницашость керна.

5.. Рассчитывается коэффициент восстановления проницаемости -р - критерий сценки загрязнения пласта, .

При постановке экспериментов необходимо соблюдать следующие условия: использовать керны конкретных продуктивных пластов с ненарушенной структурой: использовать пластовую нефть того же продуктивного горизонта; оЬздавать соответствующие перепади! давления при фильтрации, определяемые реальными градиентами давления, имеющими место при попадашл фильтрата в пласт и при фильтрации нефти! в скважину в процессе ее освоения и последующей эксплуатации.

При исследованиях применялись четыре типа буровых растворов: известково-битумннй раствор (ИБР, показатель фильтрации ¿«0 , содержание воды Э= 1,45$ ); внсококонцентрврованный пнвертный эмульсионный раствор (ШЭР, $=0, В= 39$ }; полимерный раствор на оонове полиакриламида (ПР , ®= 7 см3/30 мин , В= 9б#); глинистый раствор (ГР , С= 8 смэ/30 мин , В4= 70%).

Обобщая результаты испытаний можно заключить следующее.

В статических условиях наблюдается затухающий режим Фильтрации. В первые минута происходит интенсивный отаим из бурового раствора его фильтрата. Далее корке уплотняется, проницаемость ее снижается и фильтрация постепенно стабилизируется. Для ИБР и ЕКЭР характерно быстрое образование корки и кольматащонного слоя -5...7 мин и проникновение фильтрата прекращается через 10...15 млн.

Для глинистого и полимерного растворов более продолжительный период затухающей фильтрации. Процесс формирования корки и зоны кольматацди измеряется часами.

В процессе бурения характер проникновения фильтрата существенно меняется: резко возрастает скорость дижения фильтрата..

Во Бсех экспериментах при использования любого бурового раствора .наблюдается интенсивное опереедпцее проникновение фильтрата

раствора в пористую среду. Под опережащей фильтрацией понимается проникновение фильтрата через поверхность забоя скважины со скоростью, превышающей механическую скорость бурения. 1

Влияние проникновения в образец дисперсных частиц увеличивается при разрушении образца кернар в процессе бурения. Ваблхщаютоя значительные колебания скорости фильтрации, что отражает сложный характер разрушения поверхностного кольматированного слоя образца. Усиление кольматащш выражается в уменьшении скорости внедрения фильтрата в породу. В некоторых случаях, когда разрушение кольма-тационного слоя в процессе бурения и формирование нового кольма-тационного слоя, при определенных скоростях механического бурения, г вступало в равновесие, скорость стабилизируется.

. При увеличении нагрузки на долото, с повышением механической скорости бурения, скорость движения фильтрата также увеличивается. Это объясняется более быстрым удалением кольматационного слоя.

Фильтрационная способность буровых растворов.как в статических условиях, так и в процессе бурения в режиме поверхностного разрушения породы снижается от глинистого раствора к полимерному и далее к буровым растворам на нефтяной основе.

Нефильтрувдиеся в статических условиях ИБР и ШЭР в процессе бурения фильтруются в песчаники средней проницаемости,: характерные для продуктивных пластов.

При испытании буровых растворов (определялась проницаемость образцов песчаника до и после бурешя) получены следующие коэффициенты восстановления проницаемости: при водонасыщенном керне для глинистого и полимерного растворов соответственно у»« 13^ и

в 10% ; при нефтенасыщенном керне для ИБР и ШЭР соответственно р « и ^ с 15%.

-к - .

р третье^ глада приведены результаты промысловых исследований технологии вскрытия продуктивных отложений с пониженным пластовым давлением с применением гавожидкостных систем.

Разработана, совместно о ВШИБТ, технология вскрытия продуктивных пластов о промывкой пеной. Отопительные особенности новой ~ технологии заключаются в следующем.

1. За счет ввода воздуха к 04В в циркулирующий в скважине : буровой раствор создается гааозидкостная смесь ( пена ), возводя- • щая осуществлять вскрытие продуктивного пласта бурением о прошеной пеной в условиях гидродинашгческого равновесия или депрессия

в системе скважина-пласт.

2. Буровая установка укомплектовывается компрессором высокого давления типа КПУ-16/250, устройством для герметизации устья сква-мшы - вращающимся преввнтором типа ПВ-156/320 к дозирующим насосом для подачи жидкой фазы смеси - водного раствора ПАВ - (в основном, используется насос цементировочного агрегата).

3. При вскрытии продуктивного пласта применяется обычный бурильный инструмент б установкой обратных клапанов над долотом и под ведущей трубой,

4. Конструкция скважин предусматривает спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивных отложений и цементирование. Продуктивный пласт вскрывается роторрш способом с промывкой пеной.

б. Ыонтируется закрытая системе циркуляции промывочного агента. позволяющая .предотвратить потери нефти при вскрытии высокопродуктивных пластов, повысить технику безопасности, устраняя пожароопасную ситуацию на буровой, и предотвратить загрязнение окружающей среды.

Основными параметрами, определяющими эффективность процесса вскрытия продуктивных пластов с прошькой пеной, являются аэрогид-

роданамическое давление в кольцевом пространстве скважины и истинное газосодериание смеси. Аэрогидродинамическое давление -параметр, определяющий величину дифференциального давления в скважине.

Истинное газосодержанпе - показатель совершенства структуры газожидкостной смеси. Наиболее совершенной является структура-газожидкостной смеси, при которой относительная скорость движения фаз равна нулю и истинное газосодержание смеси равно расходному газосодержанию. Исполнение этого условия означав».»обеспечение минимальной величины аэрогидродинамического давления в кольцевом пространстве скважины.

На основании уравнений движения, неразрывности и состояния для течения газожидкостной смеси по вертикальной трубе (уравнения С.Г.Телетова) и с учетом имеющихся экспериментальных зависимостей Е.В.Шеберстовым и Б.Г.Леоновым получена формула для определения аэрогидродинамйческого давления. По этой формуле-для различных степеней аэрации и в зависимости от глубины скважины нами на ЭВМ рассчитаны значения давлений газожидкостной смеси в кольцевом пространстве скважины, что позволяло подбирать режимы течения газожидкостной смеси для создания депресии в системе скважина-пласт в конкретных геолого-технических условиях:

И.М.%радян на специальной стендовой установке (скважина глубиной 1515 м) установил, что основными исходными параметрам, определяющими режим течения, истинное газосодерхание смеси и аэрогидродинамическое давление, являются: критерий Фруда по жидкой фазе смеси степень аэрации (X и поверхностное натяжение на границе раздела кидкой г газовой *аз смеси Выявлены значения этих параметров 0,1 ; <Х =10. .'.300 ;1 6"=30-10~3нД;, в-пределах которых по всей длине кольцевого канала скваглны создается непрерывный иравномерный поток пены.'

- 18 -

Опытно-промышленные работы и промысловые исследования, проведенные на трех нефтяных месторождениях (Мпхайловское, Узыбашевское и Ишимбайское) с применением технологии вскрытия пласта с промывкой пеной, подтвердили правильность полученных расчетных и экспе-' риментальных зависимостей.

При вскрытии продуктивных Демонских отложений Узыбашевского месторождения разведочными скважинами 26 и 29 и эксплуатационной 346 столкнулись с осложнениями в. виде полного поглощения бурового раствора. Местороздение рифового типа с пластовым давлением 9 МПа на глубине 1800 м. Все попытки ликвидировать поглощения не дали результата. Скважины пробурить до проектной глубины не удалось. Предложено вскрывать продуктивные отложения с применением пены при закрытой системе циркуляции. ;

Саменские отложения в интервале 1760 - 2080 м вскрыты на полную толщину с промывкой пеной в 6 скважинах . Параметры потока пекы при вскрытки продуктивных пластов; расход жидкой фазы пены - 2 л/с , степень аэрации ПО...130 . При этом депрессия на пласт создавалась в пределах 1...2 МПа. Свидетельством существо- . вания режима депрессии при вскрытии пласта служило поступление нефти из выкидной линии в приемные амбары непосредственно при механическом бурении.

При использовании глинистого раствора на Узыбашевском месторождении репрессия на пласт составляла 7...10 МПа , что всегда сопровождалось поглощением раствора, вплоть до его полной потери.

Это различие в условиях вскрытия продуктивного пласта при применении пены и глинистого раствора отразилось на сроках освоения и-продуктивности скважин. Время освоения скважин, законченных с применением бурового раствора, в пять раз превышает.этот показатель по сквааинам, законченным с применением лены.

- 19 -

Скважины, законченные с промывкой буровым раствором, вступали в эксплуатацию с большой начальной обводненностью: 7 скважин со 100^-ной обводненностью и продолжительностью этого периода от двух до шестнадцати месяцев. Проникновение бурового раствора не осталось бесследным. Через длительное время (месяцы и годы) скважины начинали давать безводную нефть, однако дебиты их оставались ниже средних по плопдади.

Главный показатель - увеличение удельного дебита нефти по скважинам доказывает преимущество пенных систем по сравнению с глинистыми растворами: удельный дебит нефти увеличился в 2 раза; накопленная за 1979...85 гг добыча нефти на одну скважину возросла в 3 раза - Э7ГО ДО 29296 т.

Опенка качества вскрытия продуктивных пластов на основании геофизических исследований показала следущее. Анализировалась порпстость, определенная по. нейтронному гамма-каротажу для скважин, законченных о применением пены и глинистого раствора.

В скважинах, пробуренных о промывкой пеной, объем пород с Кц>6/£ возрастает по сравнению со скважинами, пробуренными с использованием глинистого раствора, и составляет соответственно 52,3$ и 31,25. Более значительное различие отмечается в содержании пластов с соответственно 33,1 и 8, Ъ%.

В скважинах, пробуренных с использованием глинистого раствора суммарная толщина продуктивной части разреза составляет 611 м, из них толщина низкопористнх пород ( Кц-^б^ ) - 449 м ( 73,5$ ), а зысокопористых ( К^ % ) - 53,8 м ( 8,8$ ). Для скважин, пробуренных с промывкой пеной, суммарная толщина -1105 м, из них низкопористнх пород - 554,7 м ( 50,25? ) и высокопористнх -281,8 м ( 25,5$ ).

Различие емкостных свойств продуктивной части разреза, вскрытого с использованием глинистого раствора и пены, обуслов-

лено тем, что при применении глинистого раствора в условиях пошн 1 женных пластовых давлений в коллектор глубоко проникает не только : фильтрат, но и глинистые частицы, которые заполняет трещины, каверны и наиболее крупные поры. Тах как пластовое давление ниже гидростатического, фильтрация протекает интенсивно в течение длительно^ времени. В результате в прискважинной зоне наиболее пористых коллекторов образуется зова уплотненной глинизации, значительно распространяющаяся в глубь пласта, исключающая из порового объема наиболее конные поры, трещины, некоторые каверны и сккшвдая ф1-.хь--трационные свойства коллекторов. Заполнение упдотнрчиейся глиной с низким водородосодержанием пустотного пространства снижает и общую пористость, определенную по НТК. При вскрытии продуктивной части разреза с применением пены проникновение практически отсутствует, что прежде всего отражается на дебитах скважин.

Для скважин, законченных с применением пены, существует четкая связь между удельным дебитом и содержанием в разрезе пород с раэ-. витой вторичной пористостью ( Кд^б? ), для скважин, пробуранша с использованием глинистого раствора, такая связь полностью отсутствует.- - ■

На основании проведенных промысловых исследований разработан стандарт объединения СТО-ОЗ-116-82 "Вскрытие продуктивных отложений с пониженным пластовым давлением с применением газообразных агентов". Стандарт внедрен при вскрытии продуктивных отложений артинско-ассельского ярусов на итощенном Ишимбайском месторождении.

В четвертой глава показана технико-экономическая эффективность ' вскрытия продуктивных отложений с аномально-низким пластовым давлением с промывкой пеной в сравнении с традиционным вскрытием с использованием буровых растворов. Экономическая эффективность от применения разработанной технологии вскрытия выражается в экономии

- 21 - .

времени на ликвидацию осложнений, на проходку интервал-з вскрывия' продуктивного пласта и на освоение скважин. Внедрение технологии позволяет повысить механическую скорость бурения и проходку на долото в 2,3...4,5 раза, уменьшить время освоения и повысить дебит скважин в 2...5 раза. Экономический эффект на объем внедрения составил 285,7 тыс.руб.ч ценах 1984 г.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕК0Ш2ЩЩИ .

1. Установлено, что все буровые растворы на водной и нефтяной основах, при создании перепада давления в «лстеме скважина-пласт, в процессе бурения фильтруются в продуктивный пласт через поверхность забоя скважины. Лабораторными исследованиями процесса бурения на естественных кернах пористостью 19...27$ и проницаемостью 0,3...2,4 мкм2 показано, что скорость проникновения ф льтрата буровых растворов через поверхность забоя всегда превышает механическую скорость бурения ( опережения фильтрация ).

2. Проникновение фильтрата и твердых частиц раствора в пористую среду, образование зоны кольматации и взаимодействие фильтрата с Пластовым флюидом приводят к снижению проницаемоетл коллектора, и восстановление начальной проницаемости становится невозможным. Коэффициент восстановления проницаемости аня кернов пористостью 19...27$ и проницаемостью 0,3...2,4 мкы? не превышает 15$.,

3. Разработана технология вскрытия продуктивных отлолений с пониженнш пластовым давлением с промывкой пеной при закрытой системе циркуляции. Метод вскрытия позволяет проходить большую толщину пласта до проектной глубины без осложнений, сохранить естественные коллекторские свойства продуктивных пластов и повысить технико-экономические показатели бурения.

. - 22 -

.4. При вскрытии продуктивных отложений с аношльно-вдзким ! пластовым давлением с промывкой пеной сохранение коллекторсхих -свойств пласта позволяет сократить время освоения и повысить дебит скважин в 3..,5 раз по сравнению со скважинами, закончен-:. ными с применением бурового раствора. ■ , •.

5. Оценка качества вскрытия продуктивных рифогенннх коллек- I торов трзудално~порово-кавернового типа на основании геофизических исследований показала, что в скважинах, пробуренных с промывкой' пегой, объем пород с ^>-6% (пористость, определенна* по нейтронному гамма-каротажу) возрастает по сравнению со с-яважинаыи, пробуренными с использованием глинистого раствора, и составляет соответственно 52,3 и 31,2$. Более значительное различив отмечается в содержании пластов с В% соответственно 33,1 и 8,5$.

6. Фактический экономический эффект от внедрения разработанной технологии вскрытия продуктивных отложений с промывкой пеной на на 40 скванинах Ишимбайского нефтяного месторождения составил 285,7 тыо.руб в ценах 1984 г.

Основное содержание диссертации опубликовано.в следующих работах: '

1. Применение водовозду|шых смесей при вскрытии нефтеносных пластов./Мазур В.П., Попов О.В., Лаптев П.И., Шарафутдинов Б.А., Набйуллин P.M., Габдуллин Р,Г.// РНГС БШИОЭНГ.Бурение.1978.#7.

2. Вскрытие продуктивных фаменских'отложений с низким пластовым давлением с применением пены при закрытой система циркуля- . ции./Шарафутдинов Б.А., Кагарманов К.Ф,, Ризванов Н.М., Шахмаев З.М., Халявкин В.И.//Труды/Башниплнефть.1979. Выл.56. С.24-159.

3. Щутихш В.II., Шарафутдинов Б.А., Кагарманов Е.4. 5ильтра-онные свойства полимерного бурового раствора в динамических условиях в процессе бурения. /Арудц/Бвшштинефть. I980. Ьип . 58. С. 16-21.

- 23 ......

4. Шутихин В.И., Шарафутдинов Б.А. Методическое руководство • по исследованию фильтрационных свойств буровых растворов, применяемых при бурении оценочных скважин о отбором керна из продуктивных пластов. Уфа. Башнипинефть. 1980. 31 с. : . 5. Шарафутданов Б.А. Исследование влияния буровых растворов на проницаемость коллекторов продуктивных пластов.//Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции. Ивано-Франковск.

1982. С. 74-76.

i ■

6. Вскрытие продуктивных отложений с низким пластовым давлением с применением пен на месторождениях Башкирии./Баландин U.C., Шарафутдинов Б.А.,. Иахмаев 3,М.//Вскрытие продуктивных горизонтов

и освоение нефтегазовых скшжин: Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции. Ивано-Франковск. 1982. C.I07-I08.

7. Шарафутдинов Б.А. Вскрытие продуктивных отложений с

:аномально-низким пластовым давлением о применением пены.//Состоя-ние и пути совершенствования техники и технологии промывки скважин, вскрытия продуктивных рластов: Тезисы докладов Всесоюзного совещания. Краснодар. 1984. С. 36-37.

8. Результаты вскрытия продуктивных рифовых отлогкений с . АНЕЩ на скважинах Иглмбайской площади с использованием газообразных агентов./Шарафутдинов Б.А., Баландин П.С., Шахмаев З.М.-//Труды/Башнипинефть. 1983. Вып.67. С. 41-47.

9. Шарафутдинов Б.А. Бскрытие продуктивных отложений с низким пластовым давлензем.//Труды/БашшшнефтьЛ S84.Вып.70. С. 41-46.

10. Копгяяк Б.А., Шарафутдинов Б.А. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми 'давлениями'.- Нефтяное хозяйство. 1987. ¿8. С. 14-18. '•'.'-''-

: II, П'эрафутдинов Б.А. Экспериментальные исследования меха- ^ иизма проникновения фильтрата буровых растворов в пористую среду в процессе бурения: Тезисы докладов Пятой Всесоюзной НТК "Разрушение горных пород при бурении скважин". Уфа. 1990. \

12. Авторское свидетельство »1640136 "Состав для приготовления аэрированного бурового раотвора"./Шарафутдинов БД., Андресон Б.А., Огаркова Э.И.*/Зарегистрировано 8.12.1990.

Подписано к печати-л», ¿>3.«у,

Формат бумаги 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать офсотная, Неч. листов 4,о . Тираж /со экз. Заказ 'не.

Уфимский нефтяной инотитут Ротапринт Уфимского нефтяного института

Адрес института и полиграфсредпрмятия: 450062, Уфа, Космонавтов. I