Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

сти, так как сохранение оптимального соотношения перепада давления, равного 2/3, сильно затрудняется с увеличением глубины и уменьшением диаметра скважины.

Рациональные диаметры скважины и бурильных труб, приведенные в табл. 11.2, обеспечивают лучшие условия для бурения скважины: большие расходы обеспечивают турбулентный режим течения жидкостей; тип и конструкция забойного двигателя позволяют получить максимальную мощность на забое скважины; бурильные трубы при минимальном весе обеспе- чивают максимальный КПД гидравлической мощности.

Надежность конструкции в зависимости от давлений в стволе скважины и возможности возникновения интенсивных поглощений бурового раствора или газонефтеводопроявлений служит основой методики.

Необходимая глубина спуска кондуктора или промежуточной колонны H1 определяется из условия максимального и минимального значений давления гидравлического разрыва пластов, вскрываемых при бурении под очередную промежуточную колонну:

ãäå p1 – ожидаемое давление на устье скважины; ∆p2 – минимальное зна- чение градиента давления разрыва пласта для интервала ниже башмака кондуктора; ∆p1 – ожидаемое значение градиента гидростатического давления газированного бурового раствора в случае газопроявления в процессе бурения под очередную промежуточную колонну.

Как следует из выражения (11.8), необходимая длина обсадной колонны находится в прямой зависимости от значений давления на устье скважины и градиента гидростатического давления бурового раствора.

Если в геологическом разрезе в интервале под очередную промежуточную колонну после кондуктора отсутствуют водогазонефтенасыщенные пласты с АВПД, значение p1 принимают равным 0,1 МПа. В этом случае

выражение, определяющее длину кондуктора H1′ при проектировании конструкции скважин для нормальных условий, имеет вид

ãäå ∆p3 – максимальное значение градиента гидродинамического давления промывочной жидкости, применяемого при бурении под промежуточную колонну, МПа/м.

Для газовых месторождений при возможности фонтанирования глубину спуска кондуктора H1′′ в результате незначительности градиента гидростатического давления газового столба находят по формуле

348

ãäå p2 – давление газонасыщенного пласта.

В случае ожидания возможных поглощений ниже башмака промежуточной колонны возникает необходимость определить глубину спуска этой колонны H2, которую рассчитывают с учетом максимального значения гидродинамического давления p3, возникающего при бурении под очередную колонну после спуска предыдущей промежуточной колонны:

ãäå ∆p4 – минимальное значение градиента давления гидроразрыва для интервала бурения под очередную колонну после спуска промежуточной колонны.

Таким образом, при проектировании конструкций скважин для конкретных геологических условий оптимальные глубины спуска колонн с учетом предотвращения поглощений и газонефтеводопроявлений в процессе бурения определяют последовательно снизу вверх. Расчетные глубины спуска кондуктора и других промежуточных колонн уточняют с учетом геологических особенностей месторождений.

В.Д. Малеванским предложена зависимость для определения глубины спуска промежуточной колонны в газовой скважине:

ãäå pïë – максимально возможное давление газа на глубине H при опорожнении скважины, МПа; α′ – градиент давления разрыва пластов (принят равным 0,02 МПа/м).

В формуле (11.12) максимально возможное давление газа на искомой глубине H условно принято равным пластовому, причем разность между ними играет роль коэффициента безопасности.

Если для низкодебитных скважин с незначительным пластовым давлением такое приращение дает практически применимые результаты, то для высокодебитных скважин с большим pïë формула (11.12) приводит к значи- тельной погрешности, так как не учитывает снижение давления в скважине по направлению от забоя к устью.

Эта задача рассмотрена М.А. Шамилевым. Предложено удовлетворительное решение для определения глубины установки башмака промежуточной колонны в газовых скважинах с высоким пластовым давлением:

ãäå pïë – пластовое давление, МПа; е = 2,7183 – основание натурального логарифма; S = 0,03415βL/(zñðTñð); β – относительная плотность газа по воздуху; zñð – средний коэффициент сжимаемости газа; Tñð – средняя абсолютная температура газа, К; α – градиент давления разрыва пластов, МПа/м; L – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Газовые скважины характеризуются и другими особенностями, например большой мощностью продуктивного пласта. Хотя залежи с большим этажом газоносности встречаются сравнительно редко (месторождения Шебелинское и Газли в СНГ, Гронинген в Нидерландах и др.), для них характерен особый подход к выбору конструкции скважин.

349

Высота этажа газоносности на своде Шебелинской структуры составляет около 1100 м. Пластовое давление в кровле залежи на своде (глубина около 1300 м) до начала эксплуатации достигало 22,8 МПа, увеличиваясь примерно на 0,2 МПа на каждые 100 м глубины. При начальной эксплуатации месторождения наличие АВПД вызывало необходимость при вскрытии газовой залежи применять сложные многоколонные конструкции и утяжеленные буровые растворы плотностью до 1,9 г/см3. В этом случае крепление скважины промежуточной обсадной колонной должно предусматривать предупреждение гидроразрыва пород утяжеленной промывочной жидкостью, а также последующий возможный выброс и открытый газовый фонтан.

Минимально допустимая глубина установки башмака промежуточной обсадной колонны (по В.Д. Малеванскому)

ãäå a – коэффициент минимально допустимого превышения гидростатиче- ского давления над пластовым; p1 – пластовое давление в кровле газоносного интервала; b – градиент повышения пластового давления с увеличе- нием глубины; H1 – глубина кровли газоносного интервала; ρ2 – максимально допустимая плотность бурового раствора (во избежание поглощения) при заканчивании скважины.

Таким образом, глубина спуска промежуточной колонны для перекрытия части газовой залежи в целях предотвращения поглощений и выбросов бурового раствора зависит от положения скважины на структуре (глубины кровли газоносной залежи), проектной глубины скважины и пластового давления.

По мере разработки залежи, падения пластового давления и приближения его к гидростатическому глубину установки башмаков промежуточ- ных колонн нужно уменьшать, а конструкцию скважины упрощать.

Методика прогнозирования глубины спуска обсадных колонн, использующая эмпирические данные, служит основой проектирования конструкций скважин в США. Глубины спуска колонн выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. Аналогичный подход к определению зон крепления скважины принят в настоящее время в СНГ. При этом вводится единый принцип выбора конструкции скважин – совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения.

Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина – эквивалент градиента давления (рис. 11.3).

Ïîä эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости (г/см3), столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва.

Кривые, характеризующие изменение пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов, строят на основании данных промысловых исследований.

350

1.По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва.

2.Для интервалов по п. 1 находят значения эквивалентов градиентов пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород.

3.На совмещенный график (см. рис. 11.3) наносят точки эквивалентов

èстроят кривые эквивалентов градиентов давлений (точки 1, 2, …, 19 – пластовые давления; точки 20, 21, …, 39 – давления гидроразрыва).

4.Параллельно оси ординат проводят линии AB, EF, KL è OP через

крайние точки эквивалентов градиентов пластового (порового) давления и линии CD, GH, MN, QS – через крайние точки кривой эквивалентов градиентов давления гидроразрыва.

5.Çîíû ABCD, EFGH, KLMN, OPQS являются зонами совместимых условий бурения.

6.Линии AB, EF, KL, OP определяют граничные условия по пласто-

вым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а линии ÑD, GH, MN, QS – по давлениям гидроразрыва.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Число зон крепления соответствует числу обсадных колонн.

7.Глубину спуска обсадной колонны (установки башмака) принимают на 10–20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

8.Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий

èотвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом бурового раство-

ра, должно превышать пластовое на 10–15 %, а для скважин глубиной более 1200 м – на 5–10 %. Отклонения от установленной плотности промывочной жидкости для ее значений до 1,45 г/см3 не допускаются больше чем на 0,02 г/см3, а для значений выше 1,45 г/см3 – не более чем на 0,03 г/см3 (по замерам бурового раствора, освобожденного от газа).

Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется способами заканчивания и эксплуатации скважины, а глубина спуска кондуктора – требованиями охраны источников водоснабжения от загрязнения, предотвращения осложнений при бурении под очередную обсадную колонну, обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием и подвески обсадных колонн.

При проектировании и бурении первых трех разведочных скважин, если достоверность геологического разреза недостаточна, допускается включать в конструкцию скважины резервную промежуточную обсадную колонну. В этом случае бурение скважины проводят в расчете на крепление резервной обсадной колонной намеченного интервала. Однако, если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны отпала, продолжают углублять ствол под очередную обсадную колонну до запроектированной глубины.

352

11.2. КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Основным направлением работ при строительстве скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. В связи с этим важна разработка конструкций забоев скважин, позволяющих эксплуатировать их в условиях, осложненных неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями и температурами и т.д.

Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложненных и неосложненных условий. Наиболее распространена конструкция забоя с зацементированной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интервале продуктивного пласта. Простота технологии ее создания привела к тому, что практически повсеместно она является основой проектирования конструкции всей скважины.

В зарубежной практике эта простая конструкция усложняется использованием температурных компенсаторов, пакеров и др.

Однако, как показала практика, такая конструкция не может удовлетворять возросшим требованиям интенсивного извлечения флюида из продуктивного пласта в условиях многообразия геологических условий и используемых технических средств для добычи нефти и газа, особенно в случае горизонтального бурения. К тому же традиционные методы обеспе- чения гидродинамической связи скважины с пластом при пулевой и кумулятивной перфорации нарушают целостность цементного кольца за колонной часто на значительном расстоянии от интервала перфорации, что обусловливает некачественное разобщение продуктивных пластов. Поэтому необходимо использовать такие конструкции забоев, которые удовлетворяют требованиям эксплуатации скважин в конкретных геологических условиях.

ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН

Создание рациональной конструкции забоя скважин – это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в ПЗП и разрушения коллектора при движении флюида пласта. Оно предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, выполнение ремонтно-изоляционных и геофизических работ, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор техникотехнологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта.

Определяющие факторы по выбору конструкции забоя и ее параметров – тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, а также наличие или отсутствие близко

353

расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением, водонефтяного контакта или газовой шапки.

По геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:

1)коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещиннопорового или порово-трещинного типа; близко расположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

2)коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-

порового или порово-трещинного типа; около кровли пласта имеются газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

3)коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порово- го или порово-трещинного типа, характеризующийся чередованием устой- чивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями;

4)коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка.

Для пояснения следует отметить, что однородным считается пласт, литологически однотипный по всей толщине, который имеет примерно одинаковые фильтрационные показатели и пластовые давления в пропластках,

насыщен газом, нефтью или водой. Пределы изменения коэффициента проницаемости k (â ìêì2) для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: >1,0; 0,5–1,0; 0,1–0,5; 0,05–0,1; 0,01–0,05; 0,001–0,01.

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтенасыщенных пропластков с разными пластовыми давлениями, он считается неоднородным.

Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устой- чивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в ПЗП – весьма сложный и не полностью регламентированный результат исследовательских работ.

Слабосцементированными коллекторами считают такие пласты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать депрессию на пласт в расчетных пределах.

В зависимости от градиента пластовых давлений коллекторы можно подразделить на три группы: с grad pïë, превышающим 0,1, равным 0,1 и меньшим 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой kï или трещинной kò проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм2.

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условная характеристика расстояния, взятая из опыта вследствие сложности разобщения пластов с разными давлениями.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты подразделяют по фракционному составу на мелко-, средне- è крупнозернистые с размером частиц соответственно 0,10–0,25, 0,25–0,50 и 0,50–1,0 мм.

354

Конструкция открытого забоя предусматривает раздельный способ эксплуатации. Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.

Устойчивость породы в призабойной зоне скважины определяют для следующих случаев.

1. Из пласта извлекается жидкость или газ:

ãäå σñæ – предел прочности пород коллектора при одноосном сжатии (определяют экспериментально), МПа; ξ – коэффициент бокового распора горных пород; ρ – средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3; H – глубина залегания коллектора, м; pïë – пластовое давление, МПа; p – давление столба жидкости на забое скважины, МПа; ν – коэффициент Пуассона коллектора; n – число пластов; ρi – плотность горных пород i-го пласта, кг/м3; hi – толщина i-го пласта, м.

2. Жидкость нагнетается в пласт:

ãäå p′ – забойное давление при нагнетании жидкости (p′ > p), МПа. Ниже приведены значения коэффициента Пуассона ν для основных

горных пород.

≥0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость kï ≥

≥0,1 ìêì2, применяют конструкцию открытого забоя, показанную на рис. 11.4, в.

Если коллектор имеет низкую поровую или трещинную проницаемость, т.е. kï < 0,01 ìêì2, kò < 0,01 ìêì2, à grad pïë ≥ 0,1 МПа/10 м, то при устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя, представлен-

íóþ íà ðèñ. 11.4, á, а при неустойчивом – конструкцию, показанную на рис. 11.4, г.

При аномально низком пластовом давлении (grad pïë ≤ 0,1 МПа/10 м) независимо от проницаемости пород продуктивного объекта при устойчи- вом коллекторе применяют конструкцию забоя на рис. 11.4, á, при неустойчивом коллекторе – конструкцию забоя на рис. 11.4, г.

При создании конструкции забоя, изображенной на рис. 11.4, á, до кровли продуктивного пласта спускают и цементируют эксплуатационную

356

колонну, а вскрытие объекта проводят с учетом пластового давления, поровой и трещинной проницаемости коллектора. При grad pïë < 0,1 ÌÏà/10 ì, kï < 0,1 ìêì2 èëè kò < 0,01 ìêì2 применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, пены и др. Перед вызовом притока в случае необходимости выполняют обработку призабойной зоны пласта (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и т.д.).

В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя, показанной на рис. 11.4, в, ïðè grad pïë ≥ 0,1 ÌÏà/10 ì, kï ≥ 0,1 ìêì2 èëè kò ≥ 0,01 ìêì2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.

Технология создания конструкции забоя, изображенной на рис. 11.4, г, идентична технологии при заканчивании скважины с конструкцией забоя на рис. 11.4, á. Дополнением ее является перекрытие неустойчивого поро- во-трещинного коллектора хвостовиком-фильтром. В случае если кровля продуктивного объекта сложена из неустойчивых пород и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра используют заколонные пакеры ВНИИБТ, ТатНИПИнефти и других изготовителей. Их располагают в его неперфорированной части около кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушение стенок скважины и зашламление открытого ствола.

Забой смешанного типа. Конструкции забоя этого типа используют в однородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или по- рово-трещинного типа; при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки около кровли пласта, а также при низких зна- чениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно kï < 0,01 ìêì2 èëè kò < 0,01 ìêì2); если коллектор сложен из прочных пород, сохраняющих устойчивость при создании депрессии на пласт во время эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.

Выбор конструкции забоя смешанного типа предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта с учетом его физико-механических свойств; оценку по выражению (11.17) устойчи- вости пород призабойной зоны пласта. При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя на рис. 11.4, д, при неустойчивом – конструкцию на рис. 11.4, å.

Технологии создания конструкций забоев, изображенных на рис. 11.4, д, å, аналогичны. Скважину бурят до проектной глубины со вскрытием всей мощности продуктивного объекта. Эксплуатационную колонну спускают до глубины, обеспечивающей перекрытие и изоляцию близко расположенных около кровли пласта напорных объектов, газовой шапки или верхней неустойчивой части продуктивных отложений. После цементирования колонны ее перфорируют в интервале высокопродуктивной части объекта, а перед вызовом притока в случае необходимости осуществляют обработку призабойной зоны пласта. В отличие от конструкции забоя, показанной на рис. 11.4, à, в конструкции на рис. 11.4, å забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.

Закрытый забой. Конструкции с таким забоем применяют для крепле-

357