Дорогие читатели! Вышел новый номер журнала Neftegaz.RU, в котором ведущие эксперты отрасли осветили самые актуальные вопросы добычи и бурения.
Бурение скважин – это сложный и дорогостоящий процесс. По некоторым данным затраты на бурение стандартной эксплуатационной скважины на нефть составляют около 1 - 1,5 млн. долл, стоимость строительства сложных горизонтальных скважин может достигать 4-5 млн. долл. С учетом высокой стоимости строительства скважин повышение коэффициента извлечения нефти из нефтяных пластов является главной задачей Топливно-энергетического комплекса России. О том, как сегодня решается эта задача читайте в статье «Интенсификация притока нефти при разработке месторождений горизонтальными скважинами».
При освоении морских нефтегазовых месторождений с помощью горизонтальных и многозабойных скважин на первый план выдвигаются проблемы, связанные условием обеспечения безаварийной проводки. Основной причиной большого количества осложнений при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, имеющих значительную протяженность ствола, являются трудности беспрепятственного выноса шлама на поверхность. В статье «Проблемы качества очистки наклонно-направленных и горизонтальных скважин от шлама» рассмотрен технико-технологический подход позволит повысить качество очистки стволов морских направленных скважин со сверхбольшими отходами от вертикали в сложных геолого-технических условиях по сравнению с традиционными методами очистки стволов скважин от шлама.
Строительство глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях, обусловленных чередованием неустойчивых глинистых и солевых отложений, наличием зон аномальных пластовых давлений, повышенных температур, большими глубинами залегания углеводородного сырья, сопряжено с возникновением осложнений и аварий в процессе бурения. Наиболее сложные осложнения связаны с интервалами залегания неустойчивых глинистых пород – пластичных глин и хрупких аргиллитов (сланцев).
Глины в естественных условиях залегания проявляют пластичные (вязкопластичные) свойства, при контакте с буровым раствором самопроизвольно увлажняются, набухают, диспергируют, их пластичность увеличивается. Сланцы проявляют хрупкие (упруго-пластичные) свойства, они при контакте с буровым раствором не набухают, не диспергируют, не пластифицируются, сохраняют состояние хрупкого тела. Очевидно, потеря устойчивости стенок ствола скважины в пластичных и хрупких породах под воздействием бурового раствора будет проявляться по-разному: в глинах в виде сужений, вывала, обвала, а в сланцах – осыпаний, обвала, кавернообразований.
Традиционно используемые ингибирующие растворы при бурении в толщах набухающих глинистых пород не снижают наработку избыточных объемов раствора и не обеспечивают стабилизацию ствола скважины. О новой технологии для бурения читайте в статье «Новые технологии для бурения глинистых и солевых отложений».
Разработке оптимальных профилей для строительства наклонных и горизонтальных скважин посвящено большое количество исследований, однако, проблеме проектирования профилей для условий малой глубины залегания продуктивных пластов (1100÷1400 м) со сверхбольшими отходами стволов от вертикали (более 7000 м) не уделено должного внимания. Поэтому, в связи с возросшим интересом по освоению арктический месторождений нефти и газа с берега или с морских стационарных оснований горизонтальными и многозабойными скважинами в отмеченных условиях, решение задачи достижения проектных отклонений становится весьма актуальной.
Статья «Проектирование энергосберегающих профилей горизонтальных скважин большой протяженности при малых глубинах залегания продуктивных пластов» содержит анализ принципиально новых математических подходов и моделей, необходимых для проектирования и управления бурением скважин. Созданная, на основе известной теории, математическая модель позволяет, используя в качестве входных параметров экспериментальные (промысловые) данные геометрического характера (набор углов и измеренные глубины), получать на выходе рекомендации по проектируемому и перепроектируемому профилю скважины.
Одной из важнейших частей пласта на пути притока нефти или газа к скважине является прискважинная область продуктивного пласта. В большинстве случаев загрязнение этой области буровым раствором, скважинной жидкостью, растворами, применяемыми для выравнивания притока флюида из продуктивного пласта в скважину, тампонажными растворами при креплении скважин, вторичным и последующим вскрытием пласта кумулятивной перфорацией – негативно влияет на фильтрационные характеристики продуктивного пласта и приводит к уменьшению дебита нефтяных и газовых скважин.
Необходимым этапом при строительстве скважин является крепление обсадной колонны в горной выработке и создание качественного цементного кольца между обсадной колонной и пластом. Качественное цементирование затрубного пространства колонны позволяет избежать водонефтегазовые перетоки между пропластками продуктивного пласта, сохранить цементный камень от растрескивания в интервалах перфорации. Поэтому одним из необходимых этапов при строительстве скважин является создание качественного цементного кольца между колонной и пластом с сохранением герметичности контактных зон обсадная колонна – цементный камень – порода.
Для связи скважины с продуктивной частью пласта широко применяют стреляющие перфораторы, создающие в прискважинной области продуктивного горизонта каналы перфорации. Проницаемость этой области вокруг перфорационных каналов в дальнейшем во многом определяют величину дебита добывающих скважин.
В статье «Вскрытие пласта и испытание моделей крепи скважины кумулятивными зарядами» описывается новая конструкция кумулятивного перфоратора. Приводятся результаты лабораторных экспериментов сравнительного действия нового и штатного кумулятивных перфораторов между собой. Формирование сети трещин между каналами перфорации, при использовании нового перфоратора, способствует увеличению дренажных характеристик продуктивного пласта в интервале перфорации. В работе приводятся результаты стендовых испытаний моделей крепи скважин с армированным тампонажным материалом «карбон-био» и моделей продуктивного пласта с использованием классической перфосистемы и перфосистемы «Спарка». Для исследования изменений внутренней структуры образцов исполь¬зован метод рентгеновской компьютерной томографии. Экспериментально, в условиях высокого давления, показано преимущество использования перфораторов с парными зарядами по сравнению со штатными перфораторами.
Об этом и многом другом читайте в новом выпуске журнала Neftegaz.RU.
