Заканчивание дополнительных стволов нефтедобывающих скважин

Заканчивание дополнительных стволов скважин на месторождениях с падающей добычей нефти осложняется следующими факторами:

–обводнением продуктивных пластов;

–низкими значениями пластовых давлений;

–наличием выделившегося в пласте газа;

–загрязнением призабойной зоны пласта при проведении геолого-технических мероприятий;

–наличием АСПО и солеотложений вследствие снижения температуры;

–необходимостью выработки целиков нефти, находящихся вне зоны дренирования добывающих скважин.

2.1. Вскрытие продуктивного пласта

Под вскрытием понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины. Существуют следующие методы первичного вскрытия продуктивных пластов дополнительных стволов скважин (рисунок 4):

1.Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивного пласта. Данный метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, то есть однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии пласта и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

2.После разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, а затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемежающихся пропластков, то есть когда требуется

21

elib.pstu.ru

селективная эксплуатация. Параметры циркулирующего раствора, как правило, при вскрытии не меняются.

3.Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую обсадную колонну цементируют, после чего, продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород

иоднородного флюида. Состав и свойства бурового раствора подбираюттолько сучетом характеристикипродуктивнойтолщи.

4.Ствол скважины в продуктивной толще по четвертому методу оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне

иизолированным пакером. Этот метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

5.После спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

Рис. 4. Методы вскрытия продуктивного пласта:

1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – нефтеносные пласты; 4 – водоносные пласты; 5 – открытый ствол; 6 – пакер; 7 – фильтр; П – продуктивный пласт

22

elib.pstu.ru

Одним из наиболее перспективных и значимых направлений в области рационального метода вскрытия является внедрение технологии бурения горизонтальных и разветвленногоризонтальных скважин.

При выборе способа вскрытия продуктивного пласта следует:

–оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

–определить характер насыщенности всех проницаемых пластов;

–выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

–учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах, оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Для вскрытия пластов с очень низкими коэффициентами аномальности наиболее эффективны газообразные агенты и газожидкостные смеси.

2.2. Испытание пластов в период бурения

Опробование пластов – определение границ продуктивного интервала нефтегазоносного пласта, его нефтегазонасыщенности, а также величин пластового давления и температуры, которое проводится в процессе бурения разведочных скважин на нефть и газ до спуска обсадной колонны.

Опробование пластов осуществляется посредством отбора пластового флюида каротажным опробователем, спускаемым в скважину на кабеле-канате, или опробователем, сбрасываемым в бурильные трубы. Первый опускают в скважину на глубину залегания пласта, и по сигналу с поверхности пакерующий элемент специальным выдвижным механизмом прижимается к стенке скважины.

23

elib.pstu.ru

После открытия клапана возникает переток жидкости (газа) из призабойной зоны пласта в емкость пробоотборника (в котором предварительно создается давление меньше пластового). Заполненный опробователь поднимают на поверхность и производят анализ полученной пробы. Наличие электрической связи с поверхностью позволяет контролировать процесс опробования пластов, а также передавать измеряемые параметры (давление, температуру и другие) на наземную аппаратуру. Применение кабеля-каната обеспечивает большие скорости спуска и подъема инструмента. Каротажные опробователи позволяют отбирать не более 6–8 л пластового флюида. Кроме того, перед их использованием бурение скважины прекращают, а бурильный инструмент поднимают на поверхность [134].

Опробование пластов без подъема бурильного инструмента на поверхность производится при помощи опробователей, пробоотборников, которые сбрасывают в бурильные трубы. В этом случае при спуске бурильного инструмента в скважину над долотом устанавливают гидравлический пакер, и вскрытие пласта производят, как при бурении. После этого в бурильную колонну сбрасывают пробоотборник, который перекрывает внутреннее отверстие пакера под действием избыточного давления, создаваемого внутри бурильных труб. Происходит перекрытие затрубного пространства скважины, а затем открытие клапана пробоотборника.

Жидкость (газ) из пласта через отверстие долота поступает в пробоотборник. Глубинные регистрирующие манометры записывают изменения давления в процессе притока. После заполнения пробоотборник поднимают на поверхность лебедкой при помощи металлического троса и овершота. За один рейс обеспечивается отбор 50–120 л пластовой жидкости (газа). Этот вид опробования пласта позволяет осуществлять следующие технологические операции: вскрытие и опробование пласта (в том числе многократные опробования пласта) без углубления ствола скважины; вскрытие и опробование пласта, дальнейшее углуб-

24

elib.pstu.ru

ление ствола скважины, опробование вновь вскрытого пласта (до 5 опробований вскрываемых пластов без подъема бурильного инструмента на поверхность). В России применяются опробователи пластов типа ОПБ; за рубежом – так называемый съемный испытатель пластов американской фирмы "Lynes", позволяющий также проводить гидродинамические исследования пласта. По результатам опробования пласта делают предварительную оценку продуктивности пласта.

Наряду с опробованием пласта в процессе бурения скважин проводятся также испытания пластов (в основном до спуска обсадной колонны, исключением являются случаи испытаний в обсаженных скважинах, пробуренных в неустойчивых горных породах, или доразведки выше расположенного пласта, не испытанного в процессе бурения), которые осуществляются с помощью испытателей пластов, спускаемых в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах. По результатам испытания пластов определяют проницаемость горных пород в призабойной и удаленной от скважины зонах пласта, коэффициент гидропроводности и пьезопроводности, пластовые давление и температуру, расчетный коэффициент продуктивности пласта. В процессе испытания пластов осуществляют приток жидкости (газа) из призабойной зоны в скважину и отбирают пластовый флюид, производят гидродинамические исследования пласта. Различают испытание пластов, проводимые с опорой испытателей пластов на забой скважины (в случае расположения пласта не выше 50 м от забоя), на стенку скважины, а также испытания пластов без опоры испытательного инструмента. В первом случае испытываемый интервал изолируют сверху пакером (приток флюида происходит из всего вскрытого интервала через подпакерное пространство скважины), при нескольких вскрытых пластах, а также в других случаях испытываемый пласт изолируют двумя пакерами (снизу и сверху) – поинтервальное испытание пластов.

25

elib.pstu.ru

Испытатель пластов спускают в скважину на незаполненных или частично заполненных жидкостью трубах (что дает возможность отбора значительных объемов пластового флюида, вплоть до пробной эксплуатации скважин), создают осевое усилие на пакер, который перекрывает затрубное пространство скважины.

После этого перемещением бурильных труб вниз и вверх открывают и закрывают клапан испытателя. Цикл испытания состоит из периода притока (при открытом клапане) и периода восстановления давления (при закрытом клапане). Наиболее распространено двухцикловое испытание пластов (применяют также многоцикловое испытание). После завершения испытания клапан испытателя закрывается, давление в скважине выравнивается и бурильную колонну вместе с испытателем пластов поднимают на поверхность. Установленные в последнем регистрирующие манометры записывают диаграммы изменения давления в течение испытания. В России применяются испытатели пластов марки КИИ (комплект испытательного инструмента) и многоцикловые испытатели пластов марки МИГ (многоцикловый испытатель гидравлический); за рубежом – испытатели американских фирм «Jonston», «Наlliburton» и «Lynes» [135].

2.3. Крепление дополнительного ствола скважины

Для крепления дополнительных стволов скважин на месторождениях с падающей добычей нефти выделяется три основных варианта установки и крепления хвостовка в зависимости от геологических условий залегания продуктивно залежи, типа коллектора и свойств горных пород:

–крепление хвостовика без цементирования;

–крепление хвостовика с манжетным цементированием;

–крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине.

26

elib.pstu.ru

Кроме крепления боковых и дополнительных стволов хвостовиками возможен способ крепления эксплуатационными колоннами, спущенными от устья скважины.

В таблице 1 представлены рекомендуемые соотношения диаметров эксплуатационных колонн, долот и колонн, спускаемых в дополнительных стволах.

Таблица 1

Рекомендуемые соотношения диаметров эксплуатационных колонн, долот и колонн, спускаемых

в дополнительных стволах

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины с учетом кавернозности ствола должна быть не менее 15 мм.

а) Крепление хвостовика без цементирования

При креплении хвостовика без цементирования осуществляется следующая последовательность технологических операций:

–спуск хвостовика со всей необходимой технологической оснасткой;

–промывка колонны при обнаружении посадки (в случае непрохождения хвостовика производят его подъем, а дополнительный ствол прорабатывают);

–при спуске хвостовика в БС запрещается его вращение;

27

elib.pstu.ru

–при подходе хвостовика к забою давление при промывке не должно превышать давления срабатывания пакера и разьединителя;

–перекрытие внутреннего канала хвостовика с помощью дроссельно-запорного клапана или цементировочной пробки;

–повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–отсоединение транспортировочнойколонныотхвостовика;

–промывка и подъем транспортировочной колонны.

б) Крепление хвостовика с манжетным цементированием

При креплении хвостовика с манжетным цементированием осуществляется следующая последовательность технологических операций:

–спуск хвостовика со всей необходимой технологической оснасткой на бурильных трубах с внутренним диаметром, обеспечивающим свободное прохождение верхней цементировочной пробки;

–проведение манжетного цементирования хвостовика с пуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

–стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

–повышение внутреннего избыточного давления, закрытие цементировочной муфты и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–проведение промывки дополнительного ствола и подъем транспортировочной колонны;

28

elib.pstu.ru

–разбуривание цементировочных пробок, посадочного седла «стоп» кольца и обратного клапана перед освоением БС.

в) Крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине

При креплении хвостовика с прямым цементированием по всей длине осуществляются следующие технологические операции:

–спуск хвостовика со всей необходимой технологической оснасткой на бурильных трубах с внутренним диаметром, обеспечивающим свободное прохождение верхней цементировочной пробки;

–проведение цементирования хвостовика с пуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

–стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

–повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

–проведение промывки ствола для удаления излишков цементного раствора с головы хвостовика и подъем транспортировочной колонны [9].

2.4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией

Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением – вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины.

Применяемые в настоящее время технологии вскрытия дают положительные результаты, которые, как правило, достигаются на месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами.

29

elib.pstu.ru

При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, реагирующими на загрязнение пласта, необходимо совершенствовать применяемые технологии и внедрять технологии, обеспечивающие высокую продуктивность скважины.

В связи с этим, проводятся исследования по поиску (разработке) более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов и совершенствовании техники и технологии перфорации.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и другие.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Качество вскрытия скважины определяется ее последующими добычными возможностями, состоянием крепи после проведения перфорации и возможностью параллельного решения сопутствующих задач: разгрузки продуктивного пласта, борьбы с выносом песка и так далее

Любой процесс проведения щадящей перфорации характеризуется, в отличие от кумулятивной, приложением энергии

30

elib.pstu.ru