что такое репрессия на пласт
Бурение на депрессии и на репрессии
В условиях высочайшей конкуренции на мировом нефтегазовом рынке для России чрезвычайно важно обеспечение максимальной продуктивности добывающих скважин (в т.ч. и на поздних стадиях эксплуатации). Очевидно, что достичь этого можно лишь применением технологий, в каждом отдельном случае являющихся оптимальными для сохранности естественной проницаемости пластов. С точки зрения соотношения величины давления, создаваемого в колоннах, к аналогичному давлению в пластах таких технологий две – бурение на депрессии и на репрессии.
Бурение на репрессии и его недостатки
Бурение на репрессии представляет собой исторически традиционный метод, при котором внутреннее давление в коллекторе превышает пластовое гидростатическое. В этом случае вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 – 1,3 т/м3. Подобное бурение на репрессии достаточно эффективно (в т.ч. и на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах), однако быстро понижает дебит. Спустя 15-20 лет продуктивность добычи, в зависимости от ряда дополнительных характеристик месторождения, снижается от 5 до 60 раз, и даже текущие и капитальные ремонты восстановить хотя бы 50%-ную первоначальную отдачу оказываются не в состоянии. Причина этого – в возникновении явления кольматации и, как следствие, быстром падении под репрессивным воздействием скважинного ПЗП (проницаемости забойного пласта), независимо от используемого инструментария и типа бурового оборудования.
Бурение на депрессии и его преимущества
По этой причине подавляющее число ведущих мировых и российских нефтегазовых компаний везде, где допустимо применение иной технологии, используют бурение на депрессии. Кардинальное ее отличие состоит не в повышенном, а пониженном (по отношению к пласту) создаваемом давлении в шахте – что не только вызывает приток флюидов с той же степенью эффективности, но и сохраняет естественные для породы коллекторные характеристики проницаемости на протяжении гораздо более долгого времени.
Таким образом, с точки зрения не только долговечности эксплуатации, но и экологической безопасности бурение на депрессии для скважин значительно целесообразней – что полностью подтверждается и мировым опытом. При этом эффективность данного метода одинакова на всех разновидностях скважин – и вертикальных, и наклонно направленных, и горизонтальных.
Условия применения бурения на депрессии
К сожалению, неустойчивость некоторых призабойных зон приводит к малому предельно допустимому скелетному напряжению, в связи с чем разрешенный уровень депрессии может колебаться в самых широких пределах, а в отдельных случаях – и вовсе являться недопустимым. Последнее относится, прежде всего, к уже истощенным крупным месторождениям (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 3-4 раз. Тем не менее, использование технологии депрессивного бурения возможно и на них – но лишь с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.
Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии
Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)
При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:
На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:
— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):
— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.
Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.
К недостаткам следует отнести:
— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:
— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:
— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:
— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.
За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:
— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:
— сокращение затрат и времени на освоение скважин:
— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:
— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:
— предотвращение поглощений бурового раствора:
— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
Глушение скважины
Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида.
Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.
При глушение скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения.
При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства.
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину.
По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным.
Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.
Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям.
После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.
Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух.
Повышение продуктивности эксплуатационного фонда скважин воздействием депрессии на пласт с помощью комплекса испытательного оборудования киод-11ом
Технические науки
Похожие материалы
В процессе длительной работы эксплуатационных и нагнетательных скважин снижается их продуктивность и приемистость вследствие засорения прискважинной зоны пласта парафином, смолами, продуктами коррозии и механическими частицами, закачиваемыми вместе с технической водой. Для восстановления продуктивности пластов периодически проводят геолого- технические мероприятия (ГТМ) и капитальный ремонт скважин (КРС).
Технология глубоких депрессий на пласт с помощью ИПТ сопровождается процессом, который приводит к частичному раскрытию и очищению естественных и созданию искусственных трещин в пласте[1,2].
Применение ИПТ для очистки забоя и приствольной части пласта основано как на возможности дренирования объекта с начальной максимальной депрессией, так и на возможности создания многократных контролируемых перепадов давления, различных по интенсивности, продолжительности м зависимости от степени загрязнения пласта и забоя скважины.
Операция по очистке пласта проводится в добывающих и нагнетательных скважинах, снизивших свою продуктивность в результате длительной эксплуатации, а также в скважинах, законченных бурением, пласты которых по данным ИПТ имеют высокий коэффициент призабойной закупорки.
Очистку пласта наиболее целесообразно проводить ИПТ, имеющим широкопроходные каналы всех узлов, свободно пропускающих в трубы материалы, закупоривающие поровые каналы продуктивного пласта. Такие каналы ИПТ при необходимости обеспечивают создание максимальной депрессии на пласт и более интенсивный приток пластового материала[3].
Наиболее подходящим этим требованиям из многообразия конструкций ИПТ является комплекс испытательного оборудования КИОД-11ОМ. Он предназначен для испытания, освоения и очистки пластов нефтяных и нагнетательных скважин, снизивших продуктивность в процессе эксплуатации[4,5,6].
Комплекс работает по многоцикловой технологии (приток- восстановление пластового давления) и обеспечивает:
Условия эксплуатации
— нефть, техническая вода
Температура окружающей среды
Диаметр обсадных колонн
Комплекс спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах НКТ- 73, работает с упором в забой или в стенки скважины и управляется вертикальным перемещением труб.
Основные технические характеристики
Допустимый перепад давления
Допустимая осевая нагрузка:
Диаметр проходного канала
В состав комплекса обычно включаются следующие элементы:
Скважинные электронные манометры, установленные над испытателем пластов и под пакером, фиксируют многоцикловые кривые притока жидкости и восстановления пластового давления, обработка и интерпретация которых позволяет количественно оценить параметры исследуемого объекта и характер очистки его прискважинной зоны[9].
Очистка пласта с применением КИОД-1 ЮМ может быть реализована несколькими методами.
2-ой метод очистки (депрессия-репрессия) основан на двухстороннем движении жидкости: из пласта в трубы и из скважины в пласт. Метод реализуется периодическим вызовом и прерыванием притока. Прерывание притока обеспечивается открытием уравнительного клапана испытателя пластов. При этом на пласт воздействует давление гидростатического столба скважинной жидкости.
3-ий метод. Предполагая, что успех в повышении продуктивности может принести плавное и непрерывное, многократно повторяемое снижение давления на забой скважины при вызове притока, был опробован комбинированный способ вызова притока из пласта: КИОД-11ОМ в сочетании со свабированием. Этот способ сразу же принес положительный результат по сокращению сроков освоения скважин и но увеличению дебита скважин в процессе их эксплуатации[12,13,14].
Сущность комбинированного способа вызова притока рассматривается на приведенном ниже примере.
Комплекс испытательного оборудования для доразведки КИОД-11ОМ спускается в обычном варианте для испытания кыновского пласта Дк после его перфорации на НКТ-2 1/2″, специально подготовленных для производства свабирования[15,16].
Уровень долитой воды в НКТ после спуска находится на глубине 1800 м, т.е. на пласт Дк после открытия впускного клапана КИОД-110М будет передана депрессия в пределах 13,0 Mпa.
После допуска КИОД-110М, подгонки, распакеровки, открытия впускного клапана и окончания притока, специальная бригада с установленной около устья скважины автомашины начинает свабирование при закрытом впускном клапане КИОД-11 ОМ. Обычно, после окончания притока, уровень в НКТ поднимается до глубины 1200, 1300м.
Свабирование продолжается до снижения уровня в НКТ до глубины 1800м, затем опять повторяем цикл работы с КИОД-110М. Такая технология вызова притока, как бы обеспечивает дополнительные испытания КИОД-110М без его подъема, способствует, благодаря непрерывности технологического процесса, быстрой очистке пласта и восстановлению его параметров. Циклы свабирования рекомендуется проводить с открытым впускным клапаном и с закрытым, чередуя их в зависимости от интенсивности притока. Появление устойчивого притока во время свабирования при открытом впускном клапане КИОД-1 ЮМ можно считать за окончание технологической операции но испытанию скважины[17,18].
Анализ результатов по повышению дебитов жидкости в эксплуатационных скважинах, приведенных в табл. 1, показал, что создание резкой и глубокой депрессии благоприятно влияет на призабойную зону пластов, способствует удалению продуктов окисления при физико-химическом воздействии воды, извлекаемой с нефтью из скважины.
При капитальном ремонте малодебитных скважин (дебит 0,1-4,3 т/сут) после нескольких циклов создания депрессии фильтрационная способность продуктивного пласта восстанавливается и дебиты скважин возрастают до 0,4- 33,7 т/сут.
В результате восстановления фильтрационных свойств пластов в 10 низкопродуктивных скважинах, их суммарный дебит увеличился с 9,9 до 131,9 т/сут. Дебит каждой из исследованных скважин в среднем в течение 469 сут превышал дебит, замеренный перед спуском испытателя пластов. Только по анализируемым скважинам за этот период было дополнительно добыто 34,32 тыс.т нефти.
Данные по увеличению приемистости нагнетательных скважин на месторождениях НГДУ «Арланнефть» представлены в табл. 2. В 10 скважинах из 16 при давлении закачки воды 8-17 МПа приемистость была равна нулю до проведения работ с испытателем пластов по рекомендуемой технологии. В этих скважинах пласты толщиной 4-16,2 м были закупорены твердыми взвешенными частицами, содержащимися в закачиваемой технической воде, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и водовода. Снижение проводимости пластов подтверждается также значениями Пз, рассчитанными после первого спуска испытателя пластов.
Таблица 1. Результаты обработки пласта низкодебитных нефтяных скважин НГДУ «Арланнефть» испытателем пластов КИОД-110М