ЛЕКЦИЯ 13. ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Технологии первичного вскрытия продуктивных пластов.

Воздействие промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивных пластов.

Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Первичное вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания скважины. Под заканчиванием скважины понимают комплекс технологических процессов и операций, выполняемых в пределах продуктивного пласта. Преобладающая доля загрязнения продуктивного пласта при этом приходится на процесс первичного вскрытия пласта (50-70%) и примерно равные доли отрицательного воздействия на пласт оказывают последующие процессы: цементирование эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Неудовлетворительное качество первичного вскрытия пласта приводит к значительному снижению продуктивности скважин (снижение проницаемости призабойной зоны пласта).

Таким образом, правильность выбора технологии первичного вскрытия пласта и ее осуществления определяет продуктивность и эффективность строительства скважин в целом.

Качественное проведение вскрытия обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, наибольшие текущие дебиты.

Существует три класса технологий вскрытия пласта.

Первый класс – технологии при депрессивном (депрессия-разница между пластовым и забойным давлением) давлении в скважине (в этом случае пластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Р_з ≤ Р_пл).

В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси.

Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Р_з = Р_пл ).

Третий класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Р_з > Р_пл ).

В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности.

В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

1) облегчить плотность раствора;

2) создать плотную глинистую корку, предупреждая тем самым проникновение фильтрата бурового раствора в пласт; 3) снизить водоотдачу бурового раствора.

• при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

3 линии обороны против ГНВП:

1) выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине (р_з) глубиной до 1200 м над пластовым (р_пл) на 10…15 %, а для скважин глубже 1200 м – на 5…10 %;

2) избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины – превенторов (ПВО);

3) или применить промывочную жидкость высокой плотности (глушение скважины).

• должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

Скин – эффект. (Скин – фактор – степень кольматации (загрязнения) коллектора.)

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

• поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам;

• проникновения фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство;

• проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство.

(Фильтрат – компонент бурового раствора)

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров.

Фильтрат и твердые частицы раствора попадают в поровое пространство также через трещины. Поступление частиц в поры зависит в основном от соотношения размеров (диаметров) пор (d_п) и частиц (d_ч).

Если d_п/d_ч > 10, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам;

При 3 < d_п/d_ч < 10 происходит кольматация (наполнение, внутреннее загрязнение) пор частицами в процессе фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при d_п/d_ч > 5;

При d_п/d_ч < 3 частицы в поры не проникают, на стенке пористой среды образуется проницаемая глинистая корка.

Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворимых осадков и блокирующее действие воды. Водонефтяные эмульсии бронируются глинистыми частицами и парафином, что происходит при охлаждении циркулирующим в скважине раствором призабойной зоны ниже температуры насыщения нефти парафином.

В результате могут образоваться такие минерально – органические агрегаты, которые не могут перемещаться в порах и потому закупоривают их. При смешении фильтрата и пластовой воды могут выпадать осадки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния.

Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой глинизацией.

Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.

Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий.

Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в буровой раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Проведение работ должно быть организовано так, чтобы сократить время контактирования бурового раствора с породами продуктивного пласта.

Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

Лекция 15. Освоение и испытание скважин. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством перфорации.

Перфорация – это процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

По виду потребляемой энергии перфораторы подразделяются на взрывные и механические. К первым относят кумулятивные, пулевые и торпедные, ко вторым – сверлящие, гидропескоструйные, гидромеханические газоструйные.

При перфорации важно обеспечить:

• высокое гидродинамическое совершенство скважины

• сохранение прочности и качества крепления скважины

• минимум затрат труда, средств материалов и времени

Наибольшее применение, соответственно этим требованиям, нашла кумулятивная перфорация. Плотность перфорации обычно составляет 10-20 отверстий на 1 м толщины пласта.

Пулевая перфорация.

Наиболее простая и дешёвая. В скважину спускаются перфораторы, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца.

Вес заряда – 4…5 г.

При пулевой перфорации отверстия достигают размеров: диаметр до 20 мм и длина 150 мм (145-350 мм). Типы перфораторов: ПБ-2, ПВН-90.

По мере расширения области применения кумулятивной перфорации использование пулевых перфораторов начиная с 60-х гг. резко сократилось.

Торпедная перфорация.

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда с 4…5 г до 27 г и в перфораторе применены горизонтальные стволы.

При торпедной перфорации отверстия достигают размеров: диаметр – 22 мм, глубина – 100-160 мм.

Кумулятивная перфорация.

Наибольшее применение нашла стреляющая кумулятивная перфорация, которая осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль и снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва (за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6…8 км/с).

Количество порохового заряда – 25…50 г.

При кумулятивной перфорации образуется канал диаметром 8…14 мм и глубиной до 350 мм.

Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и бывают корпусные и бе6скорпусные. Корпусные после их перезаряда используются многократно, а бескорпусные – одноразового действия.

Перфораторы спускаются на кабеле или на НКТ.

Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск достигает 30 м, пулевым – до 2,5 м, торпедным – 1 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Гидропескоструйная перфорация.

Наиболее безвредная. При ГПП разрушение преграды происходит в результате вылетающей песчано-жидкостной струи из насадок пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу НКТ.

Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления и поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству.

Создание отверстий достигается приданием жидкостно-песчаной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду.

Глубина получаемых каналов грушевидной формы может достигать 500 мм (1,5 м).

Область и масштабы применения ГПП постоянно расширяются и, кроме вскрытия пласта, он нашел применение при КРС, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

В отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта.

Громоздкость операции, привлечение мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала сдерживают широкое применение ГПП.