В статье авторы изучают проблему пластового давления на продуктивность скважины.
Ключевые слова: пласт, скважины, жидкость, давление, месторождение.
Проблема пластового давления на продуктивность скважины изучена слабо. Однако проведение исследования и проработка данной проблематики необходимы для решения поставленной задачи.
В последнее время этому вопросу уделяется не так много внимания. Поэтому было проведено исследование и изучена литература, в качестве примера объектом изучения будет Куюмбинское НГКМ.
Пластовое давление определяется как давление жидкостей, содержащихся в пластовом резервуаре. С повышением температуры паровое давление увеличивается, так как коэффициент теплового расширения жидкостей, и особенно газов, во много раз больше, чем у твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т. е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше исходного нормального.
Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия: непроницаемой перегородки, образуя некую стену, которое находясь под сопротивлением является защитным барьером.
Непроницаемость стены и герметичность понятия относительные все зависит от геологического процесса. Проницаемость породы напрямую зависит от ее строения проведение и сдерживания агрегатных состояний таких как газ, нефть. В существовании избыточных давлений важную роль играет время. Причины пластового давления многочисленны в основном вызваны физико-химическими процессами.
Геостатическое давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их опускания. Увеличение геостатического давление приведет к увеличению давления содержащихся в нем жидкостей. Объем породы и пор практически не изменится. Порода будет недоуплотненной.
Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина возникновения аномальных давлений. Это явление в основном касается глин, так как они относятся к сжимаемым и плохо проницаемым породам, содержащим значительное количество воды во время осадконакопления.
Более детально рассмотрим данную проблему на примере Куюмбинского НГКМ.
Вне зависимости от профиля и назначения скважины, все они вскрывают рифейские отложения разной мощности и различной длиной горизонтального участка. Во всех скважинах имеются поглощения промывочной жидкости, вплоть до полного, и связано оно со строением карбонатного кавернозно-трещинного коллектора с аномально низким пластовым давлением.
Аномально низкое пластовое давление и необходимость снижения плотности буровых растворов меньше 980 кг/м 3 при бурении под интервалы эксплуатационной колонны и горизонтального участка исключают возможность использования буровых растворов на водной основе и обуславливают выбор растворов на углеводородной основе. Кроме того, наличие солевых отложений в разрезе, также требует. В условиях применения РУО. В результате проблемы со стволом скважины практически отсутствуют, так как РУО инертен ко всем горным породам.
При вскрытии пласта на «регулируемом давлении» дает возможность регулировать забойное давление и обеспечивает равновесие между давлением промывочной жидкости на забое (в процессе циркуляции) и пластовым давлением [2, 10].
Планировалось, что данная технология позволит снизить поглощение промывочной жидкости при бурении к минимуму. Но по результатам ее применения общий объем поглощения по скважине был равен объему поглощений, пробуренных по традиционной технологии. Это объясняется интегральным ростом проницаемости вскрываемых зон поглощения по мере бурения горизонтального участка и сохранением природы гидропроводности этих зон (процесс кольматации не проводился), а также колебанию эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) в каждой конкретной точке. При использовании данной технологии коллектор либо «поглощал» промывочную жидкость, либо начинала ее «проявлять».
Равновесие системы возможно достигнуть только в конкретной точке при статических условиях. Динамические условия приводят к увеличению разброса забойного давления, следовательно, забойное давление или превышает пластовое, или ниже его. Скважина, пробуренная на Юрубчено-Тохомском месторождении с «регулируемым давлением», до проектного забоя не доведена в связи с отсутствием возможности снизить поглощение. В первую очередь, это связано с отсутствием возможности достижения оптимальной плотности бурового раствора (расчетная 830 кг/м3, а минимально возможная 850 кг/м 3 ).
Фактически, получается, что скважина бурилась на репрессии, и забойное давление получалось регулировать только в статических условиях (при остановке циркуляции). Интенсивность поглощения росла при дальнейшем бурении скважины, что характеризуется вскрытием новых зон трещиноватости с увеличением длины горизонтального участка скважины. По итогу при вскрытии очередной следующей зоны трещиноватости, рост забойного давления привел к полной потери циркуляции. Суммарное поглощение на скважине составило 4704 м 3 бурового раствора на основе РУО. Дальнейшее снижение ЭЦП невозможно, в связи с тем, что при ее снижении на забое наблюдалась снижение поглощения, а в башмаке эксплуатационной колонны скважина начинает проявлять.
Приток флюида в начале горизонтального участка ствола скважины при создании репрессии наблюдается в условиях циркуляции, благодаря перепаду эквивалентных давлений в начале и в конце горизонтального участка ствола скважины. При вскрытии «на депрессии» явление будет проявляться по всему горизонтальному участку.
Для бурения «на депрессии» критичным является постоянный приток растворенного газа из нефти, полученной при бурении.
Скважина, пробуренная на Юрубчено-Тохомском месторождении с «регулируемым давлением» до проектного забоя не доведена в связи с отсутствием возможности снизить поглощение. В первую очередь, это связано с отсутствием возможности достижения оптимальной плотности бурового раствора (расчетная 830 кг/м 3 , а минимально возможная 850 кг/м 3 ). Фактически, получается, что скважина бурилась на репрессии, и забойное давление получалось регулировать только в статических условиях (при остановке циркуляции). Интенсивность поглощения росла при дальнейшем бурении скважины, что характеризуется вскрытием новых зон трещиноватости с увеличением длины горизонтального участка скважины. По итогу при вскрытии очередной следующей зоны трещиноватости, рост забойного давления привел к полной потери циркуляции. Суммарное поглощение на скважине составило 4704 м 3 бурового раствора на основе РУО.
Равновесие при бурении горизонтального участка ствола скважины не достигнуто в связи с тем, что коридор равновесия составляет 0,1–0,15 МПа. Перейти в депрессию также не представляется возможным, в связи с тем, что на малых дебит скважины может достигать более 500 м 3 /сут. с газовым фактором около 500 м 3 /м 3 .
При этих условиях «депрессия» на пласт находится на небезопасном уровне. Необходимо останавливать бурение, и дегазировать поступающий поток из скважины и производить разделение флюида и бурового раствора
С точки зрения экономической целесообразности, принимая во внимание, что Куюмбинское НГКМ является «Greenfield» проектом с низкими объемами добычи на первичной стадии разработки месторождения и, следовательно, с высокой себестоимостью нефти, применение РУО (нефти) приводит к большим затратам капитальных вложений при строительстве скважины, доля стоимости раствора в общей стоимости скважины достигает до 40 %.
Литература:
- Володин Ю. И. Основы бурения: Учебник для техникумов. / Ю. И. Володин. — 3. — Москва: Недра, 1986. — 360 c. — Текст:непосредственный.
- Сираев, Р. У. Алгоритм бурения горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах рифея в условиях аномально низкого пластового давления, Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение / Р. У. Сираев, Р. Х. Акчурин, К. А. Сверкунов. — Тест: непосредственный // Вестник ИрГТУ. — 2013. — № 11 (82). — С. 120–124.
- Лайонза Л, Плизга Г., Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Бурение и заканчивание скважин / Лайонза, Плизга Г — Санкт-Петербург: Профессия, 2009. — 640 c. — Текст: непосредственный.
- Овчинников, В. П. Буровые промывочные жидкости: Учеб. пособие для вузов / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова. — Тюмень «Нефтегазовый университет», 2008. — 390 c. — Текст непосредственный.
