вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

Если работы ведутся вне зоны приоритетного природопользования (бурение с применением амбаров), захоронение обезвоженного шлама возможно в теле (насыпи) самой площадки, поскольку вывоз его в другое место в данном случае не целесообразен.

Размещение отходов бурения при безамбарной технологии строительства скважин необходимо проводить на полигонах твердых бытовых и производственных отходов.

Во всех случаях должны быть приняты меры, исключающие загрязнение грунта химическими реагентами и ГСМ. Конструкция основания для бурения скважин в зонах приоритетного природопользования должна обеспечить экологически безопасное строительство и эксплуатацию скважин.

Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе строительства скважин Геофизические исследования

Геофизические исследования скважин проводятся согласно руководящим документам [1, 8]. Для контроля параметров кривизны наклонно-направленных и горизонтальных скважин рекомендуется применять технические средства как отечественного (ИОН-1, ИГН73-

100/80, СИБ-1М), так и зарубежного производства (MWD-системы типа Sperry-Sun, GEOLINK).

В процессе бурения ННС, ННС с БГС должна обеспечиваться высокая точность и своевременность определения в реальном масштабе времени зенитного угла и азимута забоя ствола скважины, а также положения отклонителя, т.е. постоянный контроль траектории ствола

(геометрическое слежение). Задача надежного контроля текущих координат забоя бокового ствола в процессе бурения решается путем применения магнитометрических датчиков типа ИМММ-73, ИН-721. Кроме того, в процессе бурения, для определения пространственного положения ствола скважины, применяется система телеметрического контроля MWD с электромагнитным каналом связи ЗТС-172М, либо с гидравлическим каналом связи типа DWD 650 фирмы "Sperry-Sun".

Для определения в процессе бурения типа коллектора, его насыщения, наличия переходных зон рекомендуется применение расширенного комплекса LWD с использованием в компоновке бурильного инструмента датчиков многозондового индукционного каротажа,

гамма-каротажа, резистивиметра.

Консорциум « Н е д р а »

Для сокращения времени и стоимости работ допускается выполнение исследований с использованием сборки взаимодополняемых

приборов.

В наклонно-направленных эксплуатационных скважинах, проектируемых к бурению на месторождении, обязательный комплекс ГИС

включает следующие исследования:

-по стволу скважины – ПС, ПЗ, ГК, ННК, профилеметрия, инклинометрия;

-в интервале детальных исследований – ПС, БКЗ, БК, ИК, ГК, ННК, АКВ (многоволновой), МК (МБК), СГК, профилеметрия,

инклинометрия, резистивиметрия.

Окончательный каротаж в интервале детальных исследований рекомендуется выполнять с использованием сборки приборов за максимально короткое время.

При строительстве скважин необходимые комплексы ГИС определяются с указанием интервалов исследований и применяемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) в соответствии с поставленными задачами.

Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей нефтенасыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах дополнительно проводится следующий комплекс исследований: гидродинамический каротаж (ГДК), опробование пластов приборами на кабеле (ОПК), испытатель пластов на трубах (ИПТ), ядерный магнитный каротаж (ЯМК), импульсный нейтронный каротаж (ИНК). После цементирования колонн, в кондукторе, технической и в эксплуатационной колонне в продуктивном интервале и далее до устья – для изучения технического состояния выполняются: акустический контроль цементажа (АКЦ), гамма-каротаж интегральный (ГК), гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц), термометрия, локация муфт колонн (ЛМ).

Дополнительный комплекс включает в себя: АКЦ–сканирование, электромагнитную дефектоскопию, механическую трубную профилеметрию, закачку меченого вещества (изотопов).

В целях повышения эффективности промысловых геофизических исследований (ПГИ) в добывающих скважинах рекомендуется при освоении каждой скважины после бурения проводить исследования на профиль притока.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

По результатам ПГИ оцениваются потенциальные возможности пластов, состояние призабойной зоны, выбирается способ и режим эксплуатации скважины.

Геолого-технологические исследования При бурении скважин должны проводиться ГТИ с целью контроля бурения и вскрытия продуктивных пластов при необходимости с

отбором и анализом шлама вскрываемого разреза. При проведении ГТИ необходимо соблюдать требования, изложенные в руководящем документе [9].

ГТИ решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на выделение в разрезе бурящейся скважины пластов-

коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения. ГТИ включают в себя обязательный и дополнительный комплексы, объемы которых зависят от задач, подлежащих их решению.

Обязательные исследования и измерения при бурении скважин при решении геологических задач - исследования бурового раствора

(определение объемного и измерение суммарного газосодержания бурового раствора, измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора, периодическая термовакуумная дегазация проб раствора для калибровки дегазатора); при решении технологических задач - измерение и определение технологических параметров (глубина скважины и механическая скорость проходки, вес на крюке и нагрузка на долото, давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье, число ходов насоса, расход бурового раствора на выходе из скважины, уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях и доливочной емкости, скорость спуска и подъема бурильного инструмента, плотность и температура бурового раствора на входе и выходе из скважины, скорость вращения ротора и крутящий момент на роторе при роторном бурении).

Дополнительные исследования, проводимые при бурении скважин – определение вязкости и водоотдачи бурового раствора; проведение инклинометрических замеров автономными приборами, измерение геофизических параметров с помощью ЗТС, контроль процесса цементирования, контроль экологического состояния на территории буровой, удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе, виброакустические характеристики работы бурового инструмента.

Консорциум « Н е д р а »

Состав комплексов ГТИ, перечень подлежащих выполнению работ, количество и перечень измеряемых параметров определяются Заказчиком.

Гидродинамические исследования в добывающих скважинах проводятся методом кривой восстановления давления (КВД). При снятии КВД рекомендуется технологии с использованием пакера и клапана-отсекателя внутри НКТ (или специальный управляемый пакер внутри НКТ), а также струйные насосы УГИС (УЭГИС). В процессе обработки КВД определяют скин-фактор.

Гидродинамические исследования с обязательным определением скин-фактора необходимо проводить при освоении скважин,

выходящих из бурения, при переводе добывающих скважин под нагнетание.

При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ (импульсными нейтронными методами).

Привязка замеряемых параметров осуществляется по ГК (гамма каротажу) и ЛМ (локатору муфт).

Методы вскрытия продуктивных пластов Вторичное вскрытие

Один из заключительных этапов строительства скважин - вторичное вскрытие продуктивных пластов во многом определяет конечные результаты всего цикла строительства. Основная задача данного этапа - создание надежной гидравлической связи продуктивного пласта со скважиной посредством системы перфорационных каналов при сохранении качества изоляции в интервалах между эксплуатационными объектами. Качественное проведение вторичного зависит, в первую очередь, от выбора соответствующего конкретным горно-геологическим условиям типа перфоратора.

Консорциум « Н е д р а »

Выбор типа перфоратора во многом определяется конструкцией эксплуатационного забоя скважины, фильтрационно-емкостными характеристиками пород-коллекторов, слагающих продуктивные пласты и характера насыщения вскрываемых интервалов, а также качества цементного кольца за эксплуатационной колонной и между продуктивными интервалами.

При вскрытии интервалов в чисто-нефтяной зоне с низкой проницаемостью и при достаточном удалении от водонефтяных интервалов рекомендуются высокопробивные перфораторы как отечественного: ПК-105-АТ-01 (16 мм, 700 мм), ПКО-89-АТ-01 (17.2 мм, 650 мм), так и импортного производства: Schlumberger 4-1/2" PJ 4505 H447497 (10.6 мм, 1373 мм), Dynamit Nobel 4-1/2" Predator (12 мм, 1252 мм), Halliburton

3-3/8" Millennium 6 SPF HMX (12 мм, 1026 мм).

Винтервалах, где имеется возможность возникновения заколонных перетоков, вследствие ударного воздействия на стенки скважины

вмомент инициации перфоратора, рекомендуется перфосистемы в корпусном исполнении у которых, за счет массивного цельнометаллического корпуса значительно снижается фугасное воздействие на обсадную колонну. В данном случае рекомендуются корпусные перфораторы ПКТ-102СТ (12,6 мм, 953 мм), ПКО-89СА (11,5 мм, 765 мм), ПКТ-89С2М (9,7 мм, 751 мм) и ПКО-73С (7,8 мм, 542

мм). По этой же причине данные перфораторы можно рекомендовать для перфорации в условиях депрессии на пласт.

Для перфорации в условиях депрессии на пласт можно рекомендовать малогабаритные перфосистемы как отечественного: ПРК-54С (8,1 мм, 516 мм) и ПРК-42С (7,1 мм, 333 мм), так и импортного производства: Prospector, Predator и Millenium в габаритном исполнении 2”.

В боковых стволах вторичное вскрытие продуктивного пласта рекомендуется производить малогабаритными перфораторами типа ПМ-

73СТ, ПКТ-50, ПКТ-73, а также перфораторами, рекомендуемыми для вскрытия на депрессии, спускаемыми на «гибкой трубе», насосно-

компрессорных трубах или на жестком геофизическом кабеле. Из импортных систем можно рекомендовать перфораторы Predator и Prospector

в габаритном исполнении 2” и 2 ¾“.

Плотность кумулятивной перфорации и фазовая ориентация зарядов выбирается в зависимости от ГФХ продуктивного пласта и параметров перфораторов.

Консорциум « Н е д р а »

В условиях наличия водонефтяной зоны, а также при низком качестве цементного кольца за эксплуатационной колонной, при близкорасположенных водонасыщенных интервалах, рекомендуется использовать щадящие методы вскрытия с применением сверлящих перфораторов ПС-112 или щелевых гидромеханических типа ПЩ-6-168.

Основным преимуществом гидромеханической щелевой и сверлящей перфораций является минимальное воздействие на обсадную колонну и цементный камень, так как процесс вскрытия происходит без ударного воздействия, исключающим деформацию и разрушение обсадных труб, трещинообразование в цементном кольце и ухудшения фильтрационных характеристик горных пород в прискважинной зоне пласта.

Гидромеханическое вскрытие продуктивного пласта осуществляется путём прорезания в стенке обсадной трубы продольной щели большой протяжённости и намыванием через образованный разрез каверны в продуктивном горизонте.

Нахождение перфоратора в заданном интервале обеспечивается геофизическими методами.

Немаловажное значение, при проведении перфорации, имеет тип жидкости, используемой для заполнения ствола скважины перед перфорацией, именуемые перфорационными средами. Для условий данного месторождения с продуктивными пластами, имеющими низкую проницаемость в качестве перфорационной среды целесообразно использовать кислотные композиции. Данные составы, равно как и остальные жидкости, используемые в процессе строительства скважин, не должны вызывать засорения призабойной зоны пласта и вступать в химическую реакцию с породами, слагающими продуктивный коллектор. Для данной цели, как наиболее совместимая с породами коллектора,

подходит нефть того же пласта. Однако в данном случае имеется существенное ограничение на возможность применения данного варианта из-за меньшей, чем у водных растворов, плотности нефти, так как это возможно только при низких пластовых давлениях либо при перфорации на депрессии, в противном случае приходится увеличивать плотность перфорационной жидкости.

Для данных условий наиболее оптимально подходят инвертно-эмульсионные растворы, которые вследствие своих структурно-

физических свойств практически не фильтруются и не проникают в пласт, лабораторные и промысловые исследования которых показали их высокую эффективность. Поэтому, можно рекомендовать применение данных перфорационных сред при проведении вторичного вскрытия в

Консорциум « Н е д р а »

условиях репрессии на пласт. При этом величины плотности перфорационной и продавочной жидкостей должны создавать минимально необходимую репрессию на пласт.

Инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) являются обратными эмульсиями. В своем составе они имеют нефтяную основу с добавлением эмульгаторов, при необходимости, полимеров и утяжелителей. Параметры ИЭР представлены в таблице (Таблица Ошибка!

Текст указанного стиля в документе отсутствует..7).

Таблица Ошибка! Текст указанного стиля в документе отсутствует..7 Параметры ИЭР

ИЭР полностью исключают фильтрацию воды в призабойную зону пласта, оказывают гидрофобизирующее действие на ПЗП.

ИЭР является универсальной жидкостью глушения, которую можно использовать для глушения скважин с низкими и высокими пластовыми давлениями, а также в качестве перфорационной среды.

Кислотная перфорационная среда (КПС) имеет в своем составе водный раствор хлористого натрия (плотностью 1090 – 1150 кг/м3) –

96,5% и реагент СПК-350 (содержит ПАВ и ортофосфорную кислоту в соотношении 1:2,5) – 3,5%. КПС обеспечивает активное физико-

химическое воздействие на продуктивные пласты, сохранение и повышение их проницаемости.

Следует отметить, что в отличие от первичного вскрытия, когда работы проводятся в необсаженном стволе скважины, что определяет параметры буровых растворов, вторичное вскрытие проводится в стволе, обсаженном эксплуатационной колонной, при котором устье скважины оборудовано специализированным противовыбросовым оборудованием, что существенно снижает риск возникновения осложнений и проявлений.

Консорциум « Н е д р а »

При выполнении прострелочно-взрывных работ (ПВР) устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторными устройствами [5,10], обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА).

При выполнении ПВР в процессе ремонта скважин с пластовым давлением превышающим гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием и герметизирующим устройством (при спуске перфоратора на геофизическом кабеле).

Монтаж и схема обвязки этого оборудования должны быть согласованы с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Необходимость монтажа противовыбросового оборудования (ПВО) должна быть указана в плане работ на производство капитального ремонта скважины.

На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины - 50 м. При зарядке ПВА в ЛПС - 20 м от устья скважины.

В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний, размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска, согласовано с территориальным органом Ростехнадзора и указано в проекте на производство ПВР.

Вокруг мест работы с взрывчатыми материалами (ВМ) и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:

-мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м;

-устья скважины - радиусом не менее 50 м.

Освоение добывающих и нагнетательных скважин Освоение добывающих скважин

Освоение скважин производится с помощью специализированного подъемного агрегата (например, АР-60) либо аналогов. Также возможно применение колтюбинговых (coiled tubing) технологий на «гибкой трубе».

Вызов притока осуществляется путем создания депрессии на вскрытый пласт, что достигается заменой жидкости в скважине на другую с меньшей плотностью, а при необходимости − снижением уровня в скважине. Допустимая величина депрессии определяется с учетом следующих ограничений:

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »