Тема 10. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Тема 9. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН.

План: 1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

2.Способы первичного вскрытия продуктивных пластов.

3.Технология опробования перспективных горизонтов.

1.Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

"Заканчивание скважин" – это конечная цель строительства скважины на нефть или газ, является ее завершающим ответственным этапом, объединяющим такие работы как:

1)достижение залежи в недрах земли;

2)вскрытие залежи;

3)получение притока (кратковременного или длительного) пластового флюида.

От качества заканчивания скважины зависят результаты исследования продуктивного пласта и последующая производительность скважины.

С точки зрения реализации конечных целей скважина на нефть и газ представляет собой сложное гидротехническое сооружение, предназначенное для создания надежной гидродинамической связи с продуктивным пластом (дренирование его) и отбора пластового флюида.

Надежность скважины как гидротехнического сооружения зависит от:

качества вскрытия продуктивного горизонта,

правильности разработки конструкции скважины для интервала продуктивного горизонта

качества изоляции этого интервала.

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ:

1)вскрытие продуктивного горизонта,

2)конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами,

3)создание гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной,

4)исследование продуктивных пластов,

5) освоение продуктивных пластов с промышленными запасами.

Вскрытие продуктивного пласта — это процесс заглубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику - при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

2)степень использования вскрытой стволом скважины мощности пласта; показателем является коэффициент использования вскрытой

мощности продуктивного пласта

где mp и mn — работающая и вскрытая мощности пласта;

3)надежность изоляции интервала продуктивного пласта и разобщения пластов по стволу скважины; косвенный показатель надежности изоляции

— отсутствие межколонных проявлений, заколонных перетоков и т.п.;

4)объем и достоверность первичных данных, получаемых при вскрытии продуктивного пласта и его последующем исследовании.

ВСКРЫВАТЬ ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ можно по различным принципиальным схемам в зависимости от:

пластового давления,

литологического состава горной породы-коллектора,

устойчивости горной породы-коллектора в стенках ствола скважины,

степени насыщенности продуктивного пласта и т.п.

Распространенная схема вскрытия продуктивного пласта:

1)перекрывают обсадной колонной

2)затем проводят работы по восстановлению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Для этого в заранее намеченном интервале против продуктивного пласта обсадную колонну перфорируют.

Перфорация, т.е. в обсадных трубах и цементном кольце за ними тем или иным способом пробивают отверстия, создавая каналы, которые позволяют пластовому флюиду поступать в скважину.

Имеется несколько способов перфорации обсадной колонны:

пулевая, торпедная, кумулятивная,

пескоструйная.

После вскрытия продуктивного пласта и проведения работ по изоляции его от смежных интервалов приступают к его исследованию.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ИССЛЕДОВАНИЯ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

проводят с целью выявления перспективных нефтегазоносных пластов и определения их основных характеристик. По цели и объему получаемой информации исследования продуктивного пласта в скважине принято подразделять на испытание и опробование.

Испытание - комплекс исследовательских работ в скважине, которые проводят для выявления:

газонефтенасыщения пласта,

получения пробы пластового флюида,

измерения пластового давления,

определения основных гидродинамических параметров пласта;

получения исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств исследуемого объекта.

Опробование — это комплекс исследовательских работ в скважине, проводимых для:

1)отбора пробы пластового флюида;

2)ориентировочного определения дебита.

Скважина подлежит освоению, если:

1)оборудована в зоне продуктивного пласта в соответствии с требованиями его эксплуатации;

2)показала положительные результаты при испытании.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ - комплекс работ по вызову длительного притока пластового флюида в скважину вплоть до установившегося промышленного режима работы на оптимальном уровне. Освоение скважины проводят для подготовки ее к сдаче в эксплуатацию или к консервации на некоторый период. На этапе освоения для повышения показателей работы пласта и обеспечения промышленного притока применяют (порознь или в комбинации) различные методы воздействия на пласт:

1)физические,

2)механические,

3)химические.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Вызов притока пластового флюида в скважину достигается снижением гидростатического давления столба жидкости в скважине и созданием депрессии, при которой противодавление в скважине становится ниже пластового давления. Приток пластового флюида в скважину происходит под воздействием энергии пласта.

Вызов притока достигается:

1)водой или нефтью;

2)воздухом или газом;

Вызов притока из продуктивных пластов с высоким пластовым давлением легко достигается в результате замещения бурового раствора в скважине жидкостью с меньшей плотностью, чаще всего водой или нефтью. Для замещения бурового раствора в скважине с оборудованным фонтанной арматурой устьем спускают колонну насосно-компрессорных труб; нижний ее конец должен располагаться у кровли продуктивного пласта. Замещающая жидкость (вода, нефть) подается буровым насосом в межтрубное пространство, а буровой раствор вытесняется по колонне насосно-компрессорных труб.

Как только депрессия на пласт вызовет его проявление, начнется приток в скважину с быстро нарастающей интенсивностью. В этот начальный момент необходимо принять меры по ограничению притока, чтобы стремительное движение пластовой жидкости в коллекторе низкой механической прочности не вызвало его разрушения и выноса значительного количества твердых частиц в ствол скважины. Накопление твердых частиц в скважине может привести к образованию пробок и прихвату насосно-компрессорных труб.

Распространен вызов притока с помощью компрессора - плотность бурового раствора снижают закачкой в него воздуха или газа. Иногда вначале в скважину подают аэрированную воду и затем переходят к закачке воздуха или газа.

В поисковых скважинах приток пластового флюида чаще вызывают снижением уровня бурового раствора в скважине. Откачивать буровой раствор из скважины можно:

1)эрлифтом,

2)погружным насосом,

3)с помощью желонки на канате (тартание)

4)с помощью сваба (своеобразного поршня), спускаемого в колонну насосно-комирессорных труб на канате (свабирование).

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

При выборе наиболее рационального варианта учитываются:

особенности строения продуктивной зоны,

тип коллектора и его классификационная принадлежность,

физико-геологические особенности продуктивного пласта (прежде всего, его эффективная пористость и проницаемость),

ожидаемое пластовое давление,

опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах и т.п.

ПЕРВЫЙ ВАРИАНТ (рис. 1 а, б) - ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчиво-

сти стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта:

или не закрепляют (см. рис. 1, а),

или закрепляют потайной колонной в виде перфорированных трубы или фильтров (см. рис. 1, б).

Преимущества позволяют его рекомендовать для использования в продуктивных пластах:

с низкой пористостью и проницаемостью

при низком и среднем пластовом давлении.

Вплотных устойчивых породах в интервале продуктивного пласта ствол скважины может не закрепляться обсадной колонной, т.е. может оставаться открытым.

К недостаткам можно отнести:

непригодность для использования в залежах с много пластовым строением;

некоторая ограниченность протяженности вскрываемого интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра (10—12 м);

затрудненность борьбы с подошвенной водой, поэтому необходимы достаточно точные сведения о строении пласта и близости подошвенных вод.

Поэтому область применения первого варианта ограничивается

однопластовой залежью в интервалах, где водонефтяной контакт находится значительно ниже забоя скважины. В случае, если в залежи имеется газовая шапка над нефтью или водоносный пласт в кровле продуктивного, то башмак промежуточной колонны может быть несколько заглублен в продуктивный пласт.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ВТОРОЙ ВАРИАНТ (рис. 1 в) - вскрытие продуктивного пласта сразу после прохождения кровли и спуск эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром в интервале продуктивного пласта. Обсадную колонну цементируют выше кровли по методу манжетной заливки.

При этом несколько улучшаются условия вскрытия продуктивного пласта по сравнению с первым, так как второй вариант не позволяет применять специальные способы бурения в продуктивном пласте и подбирать свойства бурового раствора, исходя только из характеристик и свойств продуктивного пласта. Таким образом, второй вариант может быть успешно применен при вскрытии однопластовой залежи с хорошо известными геологолитологическими условиями и при отсутствии подошвенных вод.

ТРЕТИЙ ВАРИАНТ (рис. 1 г) - продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране.

Основные недостатки:

1)при разбуривании много пластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию бурового раствора, который может проникнуть в них на значительную глубину

иобразовать мощную ПЗП;

2)при цементировании эксплуатационной колонны продуктивные пласты оказываются в непосредственном контакте с тампонажным раствором, который может существенно повлиять на проницаемость коллектора в приствольной его части;

3)перфорация обсадной колонны в скважинных условиях:

не позволяет достичь равномерного распределения отверстий в колонне на протяжении всего выбранного интервала, что оказывает существенное влияние на дренирование продуктивного пласта;

на эффективность перфорации влияет неравномерное распределение цементного камня за колонной (на участках, где толщина цементного камня значительна, перфорационные каналы могут не достичь коллектора, и тогда они не будут участвовать в поступлении пластового флюида в скважину).

Вцелом применение третьего варианта требует значительной пластовой энергии. Он может быть рекомендован:

1)для вскрытия:

много пластовых залежей с высоким пластовым давлением,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

с близким расположением пластовых вод

2)позволяет разрабатывать пласты много пластовой залежи последовательно снизу вверх.

Выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале продуктивного горизонта решаются вопросы:

разобщение продуктивных и водоносных горизонтов,

изоляция подошвенных вод,

обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта,

обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта,

защита его от вредного влияния тампонажного раствора,

Правильным выбором технологии бурения реализуются требования сохранения естественных коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия.

На ухудшение проницаемости продуктивного пласта в ПЗП

решающее влияние оказывают следующие факторы:

1)состав и количество фильтрата, проникающего через стенки ствола скважины в продуктивный пласт;

2)состав и реологические свойства бурового раствора, попадающего в продуктивный пласт по трещинам и крупным каналам;

3)дифференциальное давление (статическое и динамическое), как фактор, определяющий интенсивность фильтрации через стенки ствола скважины.

Состав фильтрата, поступающего в продуктивный пласт, определяется дисперсионной средой бурового раствора. Из бурового раствора на водной основе и нефтеэмульсионного раствора фильтруется вода.

Инвертно-эмульсионные растворы и буровые растворы на нефтяной основе в продуктивный пласт выделяют нефть (или нефтепродукт основы), которая не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образует эмульсий, а глинистая корка на стенках ствола скважины легко размывается пластовой нефтью при ее отборе и не препятствует ее поступлению в ствол.

В начальный момент вскрытия до образования корки в продуктивный пласт проникает не только фильтрат, но и глинистый раствор, вносящий в ПЗП тонкодисперсную глину и частицы шлама.

Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

интервале продуктивного горизонта. Различают статическую и динамическую репрессии на пласт.

Статическая репрессия может быть вычислена по формуле

(1)

где Нпл — глубина залегания кровли пласта, м.

Существенного повышения качества вскрытия продуктивного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт (технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при бурении депрессия достигала 3,5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Ударно-канатный способ применяли для вскрытия продуктивного горизонта на глубинах около 3000 м.

3. Технология опробования перспективных горизонтов.

Нефть или газ добывают из залежи. Так как подавляющее большинство известных месторождений нефти и газа приурочено к породам осадочного комплекса, то наиболее распространенной формой залежи является продуктивный пласт. Продуктивным называется пласт, из которого при существующих методах экономически целесообразно добывать нефть (газ) в промышленных масштабах. Порода, слагающая продуктивный пласт и насыщенная нефтью (газом), называется коллектором.

Для того чтобы вмещать нефть (газ) и выделять их в достаточных количествах в скважину, вскрывшую нефтегазовую залежь, порода-коллектор должна обладать определенными свойствами. Наиболее важными ее характеристиками являются пористость (трещиноватость) и проницаемость.

Пористость, как и трещиноватость, — текстурный признак горной породы. Под пористостью следует понимать парагенетические нарушения сплошности минерального каркаса горной породы, выражающиеся в наличии множественных зазоров между минеральными зернами или их агрегатами.

По систематизации, предложенной И.М. Губкиным, в зависимости от размеров поры подразделяются на:

1)сверхкапиллярные (диаметр более 0,5 мм),

2)капиллярные (диаметр от 0,5 мм до 2 мкм);