Глава 5

ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСВОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

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.

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:

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

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

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

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.

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 (d_n) и частиц (d₄). Если dn/d₄>№, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам; при 3<d„/d₄< 10 происходит кольматация (наполнение, внутреннее загрязнение) пор частицами в процессе фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при dnld₄^5-, при d„/d₄<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

где рст — гидростатическое давление столба бурового раствора; р_г — допустимое гидродинамическое давление, исходя из которого вычисляют допустимую подачу буровых насосов; р„ — давление поглощения, определяемое как давление гидроразрыва пласта или раскрытия естественных трещин (см. раздел 15.4).

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. 5.1,6).

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.

1. б), либо устанавливают фильтр-хвостовик (рис. 5.1, г), либо спускают колонну-хвостик, цементируют ее и перфорируют (рис. 5.1, д).

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) нефтегазо- насыщевных пород с глинами или водоносными горизонтами. Она применяется также в том случае, если сверху в разрезе

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; /’ — газовая шапка; 13 — конус газовой шапки при отборе нефти из залежи

залегает газовая шапка (подгазовая зона пласта) или снизу — подошвенная вода (водонефтяная зона). Тогда перфорируют нижнюю часть нефтяного интервала (около '/з его толщины) или верхнюю его часть, чтобы обеспечить безгазовый или безводный дебит скважины.

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.

Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4—6 мм в зазоре 20—25 мм между концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы). Для хорошего задержания частиц, составляющих скелет породы, необходимо, чтобы £)₅₀/Й5о = 5 и 8<.D_m (где О_ъо и £>юо— диаметры зерен гравия, соответствующие 50- и 100%-ному распределению диаметров зерен гравия гранулометрической кривой; rf₅₀ — аналогично диаметр зерен песка; б — раскрытие щели трубы).

Крепление пород призабойной зоны означает связывание ча- тиц между собой различными веществами — цементным раствором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальде- гидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке крепящих веществ через насосно-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 (см. раздел 15.2) 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.