Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ТЕМА 5 ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ НГС.doc
Скачиваний:
0
Добавлен:
27.11.2019
Размер:
168.96 Кб
Скачать

Тема 5 подготовка к эксплуатации нгс

Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс ра­бот, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на технологический режим.

Комплекс включает вскрытие продук­тивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатаци­онной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к экс­плуатации (заканчивания скважины) определяется целым ря­дом геологических, технических, технологических и экономиче­ских факторов.

5.1. Вскрытие нефтяных и газовых пластов и оборудование забоев скважин

Вскрытие продуктивных пластов

При проведении этих работ должны быть созданы благопри­ятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качествен­ное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчай­ший период, высокий текущий дебит, большую накопленную (суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие дебиты скважин, тем меньше продолжительность разработки месторождения, а также меньше необходимое число скважин для достижения заданного срока разработки.

Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обес­печить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного объекта, на который пробурена скважина. При создании бла­гоприятных условий притока уменьшаются энергетические за­траты на подъем единицы продукции по стволу скважины на поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо­вания, например насосов.

Продуктивность скважины может быть значительно сниже­на, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивно­го пласта не учитывать физико-геологических условий пласта, пластового давления, степени насыщения, степени дренирова­ния. Различают вскрытие продуктивных пластов бурением (первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением мо­гут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

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

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

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

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

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

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

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

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. Твердые частицы свободно поступают в трещину, если раскрытие (ширина) ее достигает двух диаметров частиц. При меньших раскрытиях трещин одна частица может закли­нивать другую в трещине.

Поступление частиц в поры зависит в основном от соотно­шения размеров (диаметров) пор (dП) и частиц (dЧ).

Если dП/dЧ > l0, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам;

при 3 < dП/dЧ < 10 происходит кольматация (наполнение, внутреннее загрязнение) пор частицами в процес­се фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при dП/dЧ  5;

при dП/dЧ < 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 (связанной) 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 (эмульсии и т. д.). От выбуренной породы забой очищают также путем продувки газообразными агентами.

Для предупреждения возможности поглощения бурового раствора пластом допустимое гидродинамическое давление на забое должно определяться из условия:

рСТ + рГ  рП (1)

где Рст — гидростатическое давление столба бурового раствора;

рГ — допустимое гидродинамическое давление, исходя из кото­рого вычисляют допустимую подачу буровых насосов;

рП — дав­ление поглощения, определяемое как давление гидроразрыва пласта или раскрытия естественных трещин.

При спуске бурильных труб и подаче инструмента для про­работки ствола возникает эффект «поршневания», проявляю­щийся в повышении давления на забое. Поэтому при работе в пределах продуктивного пласта скорости спуска труб и подачи инструмента не должны превышать соответственно 1 и 0,5 м/с. 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.

Оборудование забоев скважин

Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после креп­ления скважины (спуска и цементирования обсадной эксплуа­тационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой сква­жины может быть представлен открытым (не обсаженным ко­лонной труб) стволом, фильтром или перфорированной ко­лонной.

В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно- или двухступенчатым методом. После затвердения цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью со­здания каналов для поступления нефти и газа в скважину (рис. 5.1, а). Иногда напротив продуктивного пласта устанав­ливают фильтр (например, заранее перфорированный хвостовик труб), а цементирование манжетным методом осуществляют только выше кровли продуктивного пласта (рис. 5.1,б).

Во втором случае скважину бурят сначала только до кров­ли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колон­ну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продук­тивный пласт. Ствол скважины оставляют либо открытым (рис. 5.1,0), либо устанавливают фильтр-хвостовик (рис. 5.1, г), ли­бо спускают- колонну-хвостик, цементируют ее и перфорируют (рис. 5.1, д).

Рис. 5.1. Оборудование забоев скважин:

1 — эксплуатационная обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — вышележащий не­продуктивный пласт; 4 — кровля продуктивного пласта; 5 — перфорационные каналы; 6 — глинистый пласт; 7 — водоносный (средний) пласт; 8 — нефтяной (газовый) пласт; 9 — подошва продуктивного пласта; 10— ствол скважины; 11 — перфорированный хвостовик; 12— газовая шапка; 13 — конус газовой шапки при отборе нефти из залежи

Открытый ствол имеет менее 5% фонда скважин. Хотя та­кая конструкция забоя служит эталоном гидродинамического совершенства, однако для ее применения необходимы устойчи­вые однородные или карбонатные (трещиноватые) пласты ма­лой толщины, а также отсутствие в дальнейшем избирательно­го воздействия на каждый интервал толщины пласта.

Перфорация колонн осуществлена в более 90% скважин все­го фонда. Она обеспечивает возможность поэтапной выработки пластов, избирательного воздействия на каждый пласт, упро­щает технологию строительства скважины по сравнению с уста­новкой фильтров. Такая конструкция забоя незаменима при на­личии в разрезе чередующихся (переслаивающихся) нефтегазонасыщенных пород с глинами или водоносными горизонтами.

Перфорация — это процесс образования каналов (отверстий, щелей) в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

Различают стреляющую (кумулятивную, пулевую и торпедную) и гидропескоструйную перфорации.

При перфора­ции важно обеспечить:

1) высокое гидродинамическое совер­шенство скважины;

2) сохранение прочности и качества креп­ления скважины;

3) 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. Чтобы не допустить ухудшения коллекторских свойств

призабойной зоны, необходимо тщательно подбирать и готовить жидкость для заполнения скважины при перфорации. Проведе­ние кумулятивной перфорации в среде глинистого раствора при­водит к значительному ухудшению гидродинамической связи скважины с пластом вследствие кольматации каналов и пор твердой фазой. Разрабатываются жидкости без твердой фазы или с кислото- и нефтерастворимыми наполнителями опреде­ленного гранулометрического состава. В качестве таких жидко­стей можно использовать растворы на углеводородной (нефтя­ной) основе, пластовую или морскую воду, солевые растворы, безглинистые полимерные растворы, растворы кислот. При глу­шении скважин хорошо зарекомендовали себя обратные эмуль­сии (типа вода в нефти) на основе эмульгатора ЭС-2. Хорошие результаты дает также перфорация при депрессии давления, однако перфорацию обычно осуществляют при репрессии дав­ления.

Фильтры используют только в неустойчивых, рыхлых кол­лекторах для борьбы с пробкообразованием. Образование пес­чаных пробок отмечается при эксплуатации нефтяных и газо­вых скважин в основном на месторождениях Азербайджана, Краснодарского края, Туркмении, Узбекистана; водозаборных скважин, пробуренных на сеноманский горизонт в Западной Си­бири, а также при осуществлении теплового воздействия на за­лежь. Вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол сква­жины происходит в результате разрушения пород под воздейст­вием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя сква­жин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, об­разует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу (эрозии) экс­плуатационного оборудования.

По конструкции и технологии изготовления выделяют труб­ные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в сква­жину на обсадной трубе или с помощью насосно-компрессорных труб внутрь обсадной колонны. Различают фильтры простые (размеры отверстий 1,5—20 мм или щелей 0,4—0,5 мм на тру­бе); сложные, образованные из простых наматыванием прово­локи (проволочные), установкой кнопок (кнопочные) и колец (кольцевые); металлокерамические, созданные из прессованно­го порошка спеканием в среде водорода при 1200 °С и др.

Крепление пород призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными веществами — цементным рас­твором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальдегидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через насооно-компрессорные трубы в призабойную зону. В зависимости от поглотительной способности (приемистости) скважины и толщины пласта проводят одну или несколько закачек подряд.

Раствор заполняет пустоты в по­роде и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, про­ницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается. В качестве отвердителя смолы используют раствор соляной кис­лоты 15—20%-ной концентрации. Сначала для удаления кар­бонатных пород проводят солянокислотную обработку с закачкой кислоты порциями в 6—12 приемов через каждые 30—60 мин. Затем перед закачкой в смолу добавляют 3—5% (по объему) кислотного раствора, а после продавки смо­лы нефтью в пласт закачивают солянокислотный раствор в объ­еме, равном двум объемам закачанной смолы. Предложено также в смолу дополнительно вводить гранулированный маг­ний, который взаимодействует с частью солянокислотного рас­твора. Выделяющийся при этом водород образует поры, что способствует увеличению проницаемости призабойной зоны.

Разработан способ крепления магнезиальным цементом, по­лученным при использовании гранулированного магния по тех­нологии термокислотной обработки (см. раздел 15.3) с подачей уменьшенного количества кислоты. Применяют еще метод за­крепления песков путем нагрева и коксования нефти в приза­бойной зоне.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.