Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

 

Таблица 2.11.1- Профиль ствола скважины 
 
 
 

 

 
Таблица 2.11.2- Профиль ствола скважины по стратиграфии 

                                                                                                         Альтитуда +151м                 

 
 
 
 
 
 
 
 
 

       2.12. Вскрытие, опробование и освоение продуктивных пластов.

    Вскрытие продуктивных горизонтов  является наиболее ответственной  частью бурения скважины. Запрещается вскрывать продуктивные горизонты без спуска обсадных колонн, предусмотренных проектом, и без оборудования устья скважины противовыбросовым оборудованием, при несоответствии параметров бурового раствора, указанным в ГТН. Установка противовыбросового оборудования ОП2-230х350 и обвязка производится по схеме, утвержденной ООО «ЛУКойл-Пермь». До установки превентор и запорная арматура, входящая в комплект, опрессовывается на пробное давление, указанное в паспорте (14 МПа).

   Опрессовка оформляется актом. После установки на устье скважины противовыбросовое оборудование опрессовывается на давление опрессовки промежуточной колонны.

    Перед вскрытием продуктивного горизонта необходимо отцентрировать вышку относительно устья, для обеспечения легкого закрытия плашек превентора. При вскрытии продуктивного горизонта под рабочей трубой устанавливается обратный клапан или шаровое запорное устройство.

    Исправность плашечных превенторов проверяется не реже одного раза в неделю, при прохождении продуктивных горизонтов с нефтегазопроявлениями исправность превенторов, задвижек проверяют перед каждым спуском бурильных труб в скважину и перед каждым подъемом инструмента из скважины.

    В случае необходимости закрытия превентора, колонну труб держать в подвешенном состоянии на талевой системе, против плашек превентора должна находиться гладкая часть трубы.

   При ликвидации проявления путем создания противодавления на устье скважины, избыточное давление во время промывки не должно превышать величину давления гидроразрыва пластов или давления опрессовки противовыбросового оборудования.

   После спуска эксплуатационной колонны и ОЗЦ на устье монтируется фланец с патрубком и устанавливается фонтанная арматура, опрессованная на пробное давление, указанное в паспорте и равное 14 МПа.

   Вторичное  вскрытие продуктивного пласта  осуществляется камулятивной перфорацией  из расчета 20 отверстий на один  погонный метр перфоратором ПК-105Н.

   Перед перфорацией в скважину закачивают 2 м³ соляной кислоты 18-24%-ой концентрации, продавливают ее водным раствором хлорида калия или натрия, или пластовой водой в интервал перфорации и оставляют на 4-8 часов с целью растворения цемента на стенках обсадных труб.

   Удаляют продукты реакции и обработанную соляную кислоту из обсадной колонны. Скважину заполняют перфорационной средой.

В качестве перфорационной среды, т.е. жидкости для  вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией рекомендуется использовать водные растворы солей калия или натрия, или минеральную пластовую воду, обработанную ПАА и неионогенным ПАВ. 
 
 
 

Состав  перфорационной среды, мас. %

Полиакриламид………………………………………………………0,002

Неионогенное  ПАВ…………………………………………………...0,01

Деструктор (для разрушения зоны кальматации)……………………0,1

Минерализованный  раствор на основе солей калия  или натрия или минерализованная вода………………………………………………..остальное

Перфорационная  среда при указанном соотношении  компонентов обеспечивает на 90-99% увеличение первоначальной проницаемости продуктивных пластов, предупреждает образование водо-нефтяных эмульсий в стволе скважины, а также обеспечивает разрушение эмульсий, образовавшихся в приствольной зоне пласта.

   Плотность перфорационной среды регулируют вводом солей калия и натрия,  определяется необходимой величиной противодавления на продуктивный пласт в период перфорации. 

2.7.2. Освоение  скважин

При освоении используется очистка, обработка призабойной  зоны пласта фаменской залежи.

Последовательность  работ:

• промывкой проводят очистку ПЗП от загрязнения;
• делают солянокислотную ванну: спускают НТК до нижних отверстий интервала перфорации, в НТК закачивают 6 м³ соляной кислоты 6% концентрации и продавливают нефтью до перекрытия кислотой интервала перфорации и оставляют на реакцию (6 часов), производя периодическую подкачку из НТК в затрубное пространство;
• после вымыва продуктов реакции от солянокислотной ванны производят закачку 20-30% соляной кислоты в объеме 1 м³ на один метр толщины пласта с добавкой 0,3% ПАВ (дипроксамин 157-6БМ или прогамин НМ 20/40, или дисолван 4411, или неопол АФ9-12, или МЛ-72). Затрубное пространство заполняют водой или нефтью
• соляную кислоту продавливают в пласт нефтью, пресной или минерализованной водой  с добавкой 0,1% ПАВ. Объем продавочной жидкости зависит от длины НКТ. Перерывы в закачке кислоты и продавки ее в пласт не рекомендуется.

  После продавки кислоты в пласт производят промывку скважины без выдержки на реакцию с целью вымыва продуктов реакции.

  Вызов притока из пласта производится путем запуска ЭЦН. 
 
 
 
 

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

   “Разработка вопросов совершенствования технологии

   безамбарного  бурения на Шершнёвском месторождении”. 

    3.1.Общие положения.

   При строительстве  нефтяных и газовых скважин  происходит накопление твёрдых, жидких и газообразных отходов производства, для переработки и утилизации которых существует множество разнообразных способов.

   В мировой практике, ввиду повышенных требований к охране окружающей среды, используют современные технологии, позволяющие вести работы, не нанося вред природе. Чтобы подробнее охарактеризовать передовые, рассмотрим существующие:

    -Прямой сброс, хотя он самый дешёвый, но в плане экологии самый загрязняющий.

   -Амбарный метод, его суть- это построение специальных хранилищ (амбаров) для накопления и складирования производственных отходов. Этот метод не требует огромных капиталовложений, но имеет ряд недостатков:

     • Площадь хранилищ может занимать огромные территории, которые в дальнейшем не могут быть использованы в хозяйственных целях.

     • С течением времени изолирующие элементы хранилищ могут подвергаться разрушениям, и вредные вещества будут просачиваться в окружающую среду, загрязняя её. Этот метод наиболее распространён в отечественной практике строительства скважин.

   -Безамбарный метод, его суть состоит в переработке отходов для возможности их дальнейшего использования, а также значительное сокращение объёма отходов  вследствие их обезвоживания, с последующим их вывозом и утилизацией.

      • Один из самых экологичных методов строительства скважин.

      • Очень высокая стоимость оборудования, дополнительные энергетические затраты, необходимость дополнительного персонала по обслуживанию оборудования.

      Ввиду повышенных требований  к охране окружающей среды,  при строительстве скважин, на Шершнёвском месторождении применяется безамбарный метод (система замкнутого цикла). В термине “замкнутый цикл” понимается технологическая схема, по которой весь буровой раствор, пройдя механическую очистку, подвергается дальнейшей обработке на центрифуге с помощью коагуляции и флокуляции  химическими средствами. В результате чего вся твёрдая фаза полностью отделяется, а жидкая фаза отправляется на повторное использование в активном цикле циркуляции или закачивается в поглощающую скважину. Такая технология снимает необходимость устройства земляных амбаров.  
 

  

3.2 Методы утилизации  отработанных буровых  растворов и бурового  шлама.

   Одной из сложных проблем является проблема утилизации отработанных буровых растворов (ОБР) и шлама (БШ) и нейтрализации их вредного воздействия на объекты природной среды. В ее решении важная роль отводится разработке методов, специальной технике и технологии утилизации и обезвреживания указанных отходов бурения.

   Основные направления утилизации отходов бурения показаны на рис 6.25. Наиболее доступным направлением утилизации ОБР является их повторное использование для бурения новых скважин. В этой области имеется богатый опыт зарубежных фирм, а также отечественной практики бурения. Этот подход оправдан не только с экологической, но и с экономической точки зрения, так как он обеспечивает значительное сокращение затрат на приготовление буровых растворов.

    В отечественной практике бурения повторное использование буровых растворов находит широкое применение, особенно при кустовом бурении и в районах с развитой транспортной сетью. Однако это важное и экологически целесообразное направление утилизации ОБР не везде осуществимо из-за специфических природно-климатических и ландшафтных условий районов ведения буровых работ, значительной удаленности буровых друг от друга, что делает его экономически невыгодным мероприятием. Например, расчеты показывают, что затраты на транспортировку ОБР на расстояние свыше 250 км начинают превышать стоимость раствора, приготавливаемого на месте.

    Перспективным направлением утилизации ОБР представляется его использование для крепления скважин. При этом возможны два варианта. По первому варианту ОБР используется в качестве добавок к известным там-понажным материалам, традиционно применяемым в практике цементирования скважин, по второму — ОБР используется в качестве основного тампонажного материала. Так, фирма «Dresser Magcobar» (США) разработала тампонажный материал, для приготовления которого использован ОБР на водной основе. Причем в составе ОБР допускается определенное содержание нефти и нефтепродуктов (дизтоплива) и утяжелителя. При этом отмечается, что наличие утяжелителя играет положительную роль, так как он способствует увеличению прочности полученного тампонажного камня.

      Достоинством такого материала является его хорошая совместимость с буровым раствором, что приводит к повышению качества сцепления тампонажного камня с породами интервала цементирования и обсадной колонной в затрубном пространстве, а также отсутствие усадки.