технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если при вскрытии продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями отрицательное воздействие бурового раствора может быть снижено при испытании пластов путем создания значительных депрессий на пласт, когда в системе «пласт – скважина» могут быть обеспечены большие перепады давлений, то ущерб, нанесённый породам призабойной зоны с низкими пластовыми давлениями, устраняется с большими трудностями. Трудности возникают и при испытании пластов с низкой проницаемостью, когда даже значительные перепады давления между пластом и скважиной не позволяют возбудить притока жидкости (газа) из призабойной зоны.

Бурение по традиционной технологии с противодавлениями (репрессией) на продуктивный пласт, как показано выше, сопряжено с частичными осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного, равно как и вторичного (перфорация) вскрытия при репрессии на продуктивный пласт является ухудшение первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, и, как следствие, существенное снижение его потенциального дебита; продолжительные затраты времени на освоение скважины; низкий коэффициент нефтеотдачи пластов.

Поэтому вопросы качества вскрытия продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и низкой проницаемостью имеют особо важное значение.

Решение этих вопросов потребовало разработать специальные жидкости, промывочные агенты, а также методы вскрытия пластов без избыточного давления на прискважинную зону пластов, основным признаком которых является возможность регулировать давления на забой в определенных пределах, не превышающих пластового давления.

Регулирование гидростатического давления на забой скважины может быть достигнуто изменением плотности бурового раствора, как это делается при реализации методов вскрытия пластов на репрессии. Однако плотность буровых растворов может изменяться только в определенных пределах , поэтому в ряде случаев для скрытия пластов применяют методы бурения, обеспечивающие сохранение давления на забое скважины либо равным пластовому, либо меньше него (бурение на равновесии и бурение на репрессии).

За рубежом при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том, что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление (с учётом гидродинамических сопротивлений), создаваемое на забой, было меньше пластового. В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Бурение в продуктивных горизонтах, в которых пластовое давление ниже гидростатического давления жидкости, заполняющего скважину, сопровождается частичными поглощениями бурового раствора, а в сильно дренированных пластах могут быть полные поглощения бурового раствора.

Особенно отрицательное влияние продуктивного пласта на репрессии сказывается на месторождениях с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатических), в том числе на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкойпроницаемостью, наместорожденияхструдноизвлекаемойнефтью.

Мировой опыт строительства скважин однозначно указывает направление, при котором возможно достижение максимального успеха – это вскрытие продуктивных пластов на депрессии, то есть при давлении ниже пластового. Широкое внедрение этой технологии в зарубежных странах показало перспективность и обозначало ряд существенных преимуществ перед прежней технологией:

-значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов;

-сокращение затрат и времени на освоение скважин;

-повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента;

-повышение коэффициента извлечения продукции из пластов;

-предотвращение поглощений бурового раствора;

-снижение вероятности прихватов бурильного инструмента. Технология бурения скважин на депрессии нашла развитие в ОАО

«ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь», которое является лидером в России по объёму внедрения данной технологии. Создание депрессии (снижение давления) на продуктивный пласт осуществляется за счет промывки скважины в процессе бурения газированной нефтью, то есть самой легкой пластовой жидкостью, которая к тому же не приносит вреда продуктивному пласту, в отличие от промывки буровыми растворами на водной основе, когда значительное количество фильтрата проникает в пористую среду и навсегда там остается.

Суть этой технологии заключается в том, что при бурении на депрессии в процессе всего времени бурения участка ствола в продуктивном горизонте давление в скважине постоянно поддерживается ниже давления в пласте. Таким образом, исключается загрязнение пласта частицами выбуренной породы. В пласт не проникает никакая жидкая фаза промывочной жидкости, а наоборот, идет регулируемый приток в скважину пластовых флюидов. За счет этого технология позволяет в максимальной степени сохранить коллекторские свойства продуктивного горизонта.

128

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газирование нефти осуществляется компрессором, оснащенным специальным устройством, снижающим содержание кислорода в газовой смеси. Снижение содержания кислорода в газовой смеси необходимо для предотвращения образования взрывоопасной смеси с парами углеводородов нефти. Объем подаваемого азота регулируется плотностью газонасыщенной нефти, используемой в качестве промывочной жидкости. Окончательный режим работы определяется показаниями глубинных манометров. По их показаниям выбирается оптимальный режим аэрации (газирования), при котором соотношение фаз азота и нефти в газированной нефти обеспечивал бы благоприятный режим создания депрессии на продуктивный пласт при вскрытии.

Эта технология и обеспечивает нужную депрессию, которая сохраняется в течение всего времени бурения продуктивного горизонта скважины. При этом, как указывалось выше, обеспечивается регулируемый приток пластовых жидкостей из вскрываемого продуктивного пласта. Очень важно, чтобы оборудование устья скважины исключало неуправляемое нефтегазопроявление в процессе бурения, было способным сделать его контролируемым, исключало любую возможность неуправляемого роста давления и фонтанирования скважины. Система для бурения на депрессии, в отличие от классической циркуляционной, должна быть абсолютно герметичной, при этом обеспечивается полная изоляция затрубного пространства устья скважины системой превенторов и герметизатором фирмы Shaffer (England). Для бурения горизонтальных скважин требуется использовать верхний привод, который позволит с большей безопасностью проходить горизонтальный ствол скважины на депрессии.

Опыт показал, что применение газообразных агентов наиболее экономично при вскрытии пластов на газовых месторождениях, когда используют газ из соседних скважин. Однако при значительных притоках пластовой жидкости требуется увеличение расхода воздуха (или газа) в 2-3 раза или применение специальных пенообразующих веществ. В этих случаях вскрытие пластов проводят с промывкой забоя аэрированной жидкостью или пеной (двухфазной или трехфазной). В зависимости от соотношения количества сжатого воздуха (газа) и бурового раствора, подаваемых в скважину, устанавливается определенное давление на забой.

Газообразные агенты, аэрированные жидкости и пены достаточно широко применяют при бурении скважин на нефтяных месторождениях США. У нас в стране также накоплен определенный опыт по их использованию при бурении и вскрытии пластов с низкими пластовыми давлениями или с низкой проницаемостью пород. Расширяется объем применения метода вскрытия пластов с местной циркуляцией промывочной жидкости, позволяющий вскрывать пласты при сбалансированном давлении в системе «скважина-пласт».

Самым простым методом для вскрытия пластов с давлением ниже гидростатического является обычное ударное бурение. Отсутствие перепада

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давления бурового раствора при ударном бурении устраняет вредные воздействия его на породы призабойной зоны пласта. В течение длительного времени в США применялся комбинированный способ проходки скважин с низким пластовым давлением, когда весь ствол скважины до продуктивного пласта проходили роторным способом, а вскрывали пласт ударным способом бурения.

Рациональный метод вскрытия пласта может быть подобран и применен только в том случае, если будет обеспечена объективная оценка эффективности его применения. Оценку эффекта от использования того или другого метода вскрытия пласта путем сравнения эксплуатационных характеристик вновь вскрываемого продуктивного горизонта с аналогичными данными по соседним скважинам вряд ли можно считать правильной, поскольку приходится брать для сравнения скважины, испытание пластов, в которых проводилось после крепления ствола обсадной колонной, цементирования и перфорации.

Более того, как показывает анализ испытания близко расположенных скважин (например, скважины Мухановского месторождения Самарской области), нередко приходится иметь дело со значительной изменчивостью их эксплуатационных характеристик.

Поэтому целесообразно определить степень влияния бурового раствора не на начальный дебит скважины, законченной бурением, а на изменение проницаемости призабойной зоны пласта и, соответственно, на начальный коэффициент продуктивности скважины. Эти параметры, а также и другие характеристики продуктивных пластов должны быть определены в процессе бурения скважины, когда вскрытие и испытание пласта могут производиться без промежуточных технологических операций. Поэтому за последнее десятилетие совершенствование методики испытаний пластов шло по пути максимального приближения процесса испытания к вскрытию объектов в бурящихся скважинах до спуска обсадной колонны.

Способы первичного вскрытия нефтегазовых пластов

В зависимости от коллекторских свойств продуктивного пласта, гранулометрического состава и т.д. существуют различные способы их вскрытия, под которыми понимают работы, производимые непосредственно в интервале продуктивной залежи.

1. Продуктивный пласт разбуривают до подошвы, не перекрывая вышележащие пласты, затем спускают обсадную колонну, цементируют. Интервалы отбора пластового флюида перфорируют (рис. 16.1 а).

Достоинства: простота, возможность селективного отбора. Малые затраты.

Недостатки: возможность значительного загрязнения пласта, поскольку в этом случае необходимо учитывать коллекторские свойства всего ствола скважины.

130

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Для предотвращения проникновения цементного раствора в проницаемые породы ПЗП применяется конструкция забоя, когда обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют, а забой скважины крепится хвостовиком-фильтром, который после цементирования перфорируется в намеченных интервалах (рис. 16.1 б).

Достоинства: возможность существенного снижения загрязненности пластов, поскольку свойства промывочной жидкости выбираются с учетом свойств продуктивной залежи; допускает селективную эксплуатацию различных пропластков; быстрота и минимальные затраты при освоении.

Недостаток: усложнение конструкции скважины.

3.Скважину разбуривают полностью. Низ колонны оборудуется трубами с щелевыми отверстиями или фильтром. Цементирование производится до кровли (рис. 16.1 в, г). Конструкция скважины с перфорированным забоем нашла широкое применение в промысловой практике и составляет 90 % от действующего фонда скважин.

Достоинства: простота, минимальные затраты.

Недостатки: те же, что и в первом способе – загрязнение пластов, невозможность селективной эксплуатации пропластков.

4.Ствол скважины разбуривают до кровли, спускают обсадную колонну, цементируют, а затем долотом меньшего диаметра разбуривают оставшуюся часть. Интервал продуктивного пласта остается открытым (рис.

16.1д).

Достоинства: состав и свойства промывочной жидкости не зависят от вышележащих пластов. Эта конструкция забоя позволяет избежать отрицательного воздействия на продуктивную толщу цементного раствора и проводить операции по расширению ствола специальными техническими средствами.

Недостаток: данный метод применим, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селективно эксплуатировать какой-то пропласток.

Скважина с такой конструкцией забоя считается гидравлически совершенной, фильтрационные сопротивления обусловлены одним фактором – искривлением и сгущением линии токов при движении пластовых флюидов из пласта к стволу скважины.

5. Отличается от предыдущего перекрытием продуктивной залежи фильтром (рис. 16.1 е). Такая конструкция забоя применяется в условиях эксплуатации скважин со слабоцементированным коллекторами и выносом песка. Вынос песка из скважин и пробкообразование при эксплуатации скважин предупреждается установкой в необсаженной части ствола (против продуктивного пласта) предварительно подготовленного фильтра с круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и обсадной колонной герметизируется сальником или пакером.

131

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 16.1. Способы вскрытия продуктивных горизонтов: а) сплошное цементирование с последующей перфорацией; б) цементирование хвостовика с последующей перфорацией; в) использование нижней части колонны в качестве фильтра;

г) установка фильтра-хвостовика на пакере; д) открытый забой; е) установка сетчатого фильтра без пакера; ж) комбинированная конструкция забоя скважины

Достоинства: возможно применение в неустойчивых породах. Недостаток: фильтры различных конструкций подвергаются коррозии, загрязнению и заиливанию.

6. Для месторождений, характеризующихся большими толщинами продуктивных пластов и этажом газонефтеносности, применяется комбинированная конструкция скважин, включающая комбинацию указанных выше узлов (фильтров) в интервале продуктивного пласта (рис. 15.1 ж). Общие методические принципы выбора метода вскрытия сводятся к следующему:

1.Оценивается мощность продуктивной залежи и число проницаемых пропластков.

2.Выясняется характер насыщенности и ориентировочно выбирается метод вхождения.

132

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Так, если залежь представлена единым пластом, насыщенным одной жидкостью, то можно использовать все перечисленные методы. Если же пластов несколько и они перемешиваются, например нефтеносные с водоносными, либо в одном проницаемом пласте содержатся две или три жидкости, для вхождения могут быть использованы только первый и второй способы.

3. Если вскрытию подлежит залежь большой мощности, оценивается возможность пробуривания всей мощности толщи без перекрытия верхней

еечасти промежуточной колонной.

Вгазовых залежах градиент пластового давления меняется по стволу –

вкровле он меньше, чем в подошве. При этом плотность промывочной жидкости должна быть больше градиента давления поглощения и больше или равна коэффициенту аномальности. Если это условие не выполняется, то верхняя часть залежи перекрывается, выбирается другой раствор вскрывается нижняя часть.

4. Оценивается характер изменения свойств по мощности продуктивной залежи. Если проницаемость существенно не изменяется, можно применять все методы вхождения, но предпочтительнее третий, четвертый и пятый. Если же проницаемость по мощности существенно изменяется, то целесообразно использовать первый или второй методы, которые позволяют получать приток из любого участка.

5. Оценивается устойчивость пород. Если породы устойчивы, то можно применять четвертый способ (открытый забой). Если недостаточно устойчивы и возможен вынос песка, то целесообразно применять третий или пятый. В случае неустойчивых пород пригодны в основном только первый и четвертый способы.

6. Учитывается соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной залежи и вышележащих горизонтах и оценивается возможная степень загрязнения пласта.

Окончательное решение должно приниматься с учетом экономического фактора.

16.2. Движение жидкостей и газов в пластах

Характер движения жидкостей и газов в пластах, представляющих собой проницаемую среду, в процессе бурения представляет определённый интерес с позиции оценки явлений газонефтеводопроявлений, поглощений, проникновения бурового раствора, ухудшения проницаемости призабойной зоны и т.д. Для этого необходимо узнать характер изменения давления в точках пласта и на его границах, а особенно на стенках скважины, а также расход пластового флюида через какие-либо ограничивающие поверхности.

133

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рассмотрим несколько частных случаев, представляющих интерес для указанных явлений и широко используемых в различных расчетах буровых процессов.

Пусть при бурении скважины радиусом rc (м) частично (рис. 16.2 б) или полностью (рис. 16.2 в) вскрыт проницаемый пласт кругового контура радиусом Rк (м), имеющий непроницаемые кровлю и подошву, а также толщину h (м).

Рис. 16.2. Схемы вскрытия проницаемого пласта скважиной

В случае применимости закона Дарси для несжимаемой жидкости справедливы следующие формулы расчета расхода при стационарной фильтрации.

Для большой мощности пласта (рис. 16.2 а) формула расчета расхода через стенки скважины имеет вид:

(16.19)

где pk − давление на контуре питания скважины, Па. pc − давление на стенках скважины, Па.

Или

(16.20)

При этом для рк>рс скважина проявляет с дебитом Q, а в противном случае поглощает.

При условии rc<< h и незначительном углублении (рис. 16.2 б) формула, с удовлетворительной для инженерных расчетов точностью, имеет вид

134