В скважинах с неустойчивыми коллекторами необходимо использовать
Обновлено: 07.07.2024
МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и, особенно, поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием [12].
Цель освоения — восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, - небольшой и плавный.
Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя скважину, но и приводят к истощению данного месторождения.
Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, свабирование (поршневание), замену скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачку газожидкостной смеси, откачку глубинными насосами.
Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.
Тартание— это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м 3 .
Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.
Поршневание.При свабировании (поршневании) поршень или сваб спускается на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25,0. 37,5 мм) с приемным клапаном в нижней части. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 — 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75. 150 м.
Свабирование (поршневание) в 10. 15 раз производительнее тартания.
Устье при свабировании часто также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
Замена скважинной жидкости.Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину
Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (2.1.1), при смене глинистого раствора (Р1 = 1200 кг/м 3 ) на нефть (Р2 = 900 кг/м 3 ) максимальное снижение давления составит всего лишь 25% от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.
Этим обстоятельство является ограничение возможности метода.
Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.
Компрессорный способ освоения.Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТили до пускового отверстия в НКТ,сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Рз. При Рз < Рпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробования и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500. 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.
Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ,особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТна уровне отверстия после разгазирования обозначить Рi то забойное давление Рcбудет равно
Забойное давление до нагнетания газа равно
Вычитая из (2.1.3) (2.1.2), найдем депрессию на пласт
Необходимо отметить, что по решению Госгортехнадзора освоение нефтяных и газовых скважин с закачкой воздуха запрещено в связи с возможностью образования в скважинах взрывоопасных смесей. Однако использование инертных или взрывобезопасных газов (азот, выхлопные газы с минимальным содержанием кислорода и т.д.) позволяет применять компрессорный способ освоения скважин.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости.Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнеТаемой жидкости. В последнее время для этих целей применяются специально спроектированные бустерные установки, имеющие в своем составе все перечисленное выше узлы. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный, однако, может быть смоделирован уравнением баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.
При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3. 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8. 1,0 м/с.
Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.
Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС, причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими темпу нагнетания ГЖС [12].
ат — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выРаженные в метрах столба жидкости;
ак — удельные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в метрах столба ГЖС.
При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно
Давление у башмака со cтороны НКТ равно
Очевидно, рт = рсм, поэтому, приравнивая (2.1.5) и (2.1.6) и решая уравнение относительно L, получим:
При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС.
По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.
Освоение скважинными насосами.На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости — нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвРащения замерзания.
Необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабаТывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины — получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
Освоение нагнетательных скважин обеспечивает закачку в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения Пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т.е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя — как эксплуатационная и т.д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы [12].
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5. 0,7)·10 12 м 2 ] с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например после тщательной промывки (допустимое количество взвешенных частиц (КВЧ) порядка 3. 5 мг/л) последующим интенсивным свабированием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м 3 /(сут·МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700. 1000 м 3 /сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I групппы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м 3 /(сут·МПа).
Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, по-интервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2. 3 месяца в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки, прямые и обратные, с расходом 1200. 1500 м 3 /сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1. 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцоВанной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами:
а) свабированием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа);
б) компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием;
в) насосным способом до стабилизации КВЧ;
г) самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6. 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4-6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ. 3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8. 1,5 м 3 на 1 м толщины пласта 10. 15%-го раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто мАлая эффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м 3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной, но через 20. 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет, и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах. Другим способом очистки водоводов является применение стойких гелевых пробок-скребков, которые после прокачки через необходимое количество труб легко разлагается при добавке соответствующих химических реагентов.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются, и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от передвижных паровых установок (ППУ), смонтированных на автомобильной транспортной базе.
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения площади естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения в скважину закачивают 2. 5 м 3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м 3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500-10° Па·с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При Получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСl и последующей промывкой скважины.
Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах
Изложены основные положения механики разрушения горных пород и общие сведения о влиянии изменения физико-механических параметров пород на нх. коллекторские свойства. Рассмотрено также влияние напряженно-деформированного состояния пород-коллекторов на фильтрацию жидкости и газа в призабой-ной зоне пласта. Разработаны теоретические основы и даны практические рекомендации по обоснованию выбора технологического режима газовой скважины в неустойчивых коллекторах при значительных депрессиях на пласт, обеспечивающего надежность эксплуатации скважин в течение всего периода разработки месторождения.
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием. разработки газовых залежей и добычей газа.
Забой скважины
Забой - это нижняя часть скважины, вскрывающая продуктивный пласт.
Она служит для извлечения необходимого ресурса из недр земли.
Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложненных и неосложненных условий.
Наиболее распространенная из них - конструкция забоя с цементированной эксплуатационной колонной, перфорируемой в интервале продуктивного пласта.
Простота технологии ее создания привела к тому, что практически повсеместно она является основой проектирования конструкции всей скважины.
Требования к забою скважины:
- обеспечение механической прочности призабойной зоны без ее разрушения;
- возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного пласта за счет направленного вторичного вскрытия или за счет гидродинамических / физико-химических обработок;
- максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
Конструкции забоя скважины включает оборудование забоя и призабойной зоны, обеспечивающее связь с пластом, при котором:
- скважина работает с максимальным дебитом,
- призабойная зона пласта без разрушения позволяет работать длительное время без ремонта ППР.
Параметры конструкции забоя:
Конструкция забоя должна обеспечивать:
- устойчивость ствола,
- разобщение пластов,
- проведение технико-технологических воздействий на пласт,
- выполнение ремонтно-изоляционных и геофизических работ,
- длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите.
Классификация типовых конструкций забоев скважин
- скважина с перфорированным забоем;
- скважина с забойным хвостовиком;
- скважина с забойным фильтром;
- скважина с открытым забоем.
Скважины с перфорированным забоем - наиболее распространены из-за преимуществ:
- надежная изоляция пройденных горных пород;
- возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
- простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения;
- упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.
В условиях крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.
- предназначены для продуктивных горизонтов с очень крепкими коллекторами;
- бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия;
- после спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта. При этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным;
- приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение Ø скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.
Скважины с забойным фильтром
- предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов;
- до кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим Ø эксплуатационной колонны;
- затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование;
- продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего Ø до подошвы;
- перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину.
Скважины с открытым забоем
- предназначены для однородных устойчивых коллекторов;
- нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается для скважин с забойным фильтром;
- продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего Ø до подошвы; при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:
- ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
- небольшая толщина продуктивного горизонта;
- невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола).
- низкая проницаемость прочных коллекторов;
- отсутствие высоконапорных горизонтов,
- наличие подошвенных вод и газовой шапки;
- в случае пористых и трещиноватых коллекторов на перфорированном хвостовике, который не цементируется, устанавливают пакеры.
- однородный прочный;
- поровый, трещинный, трещинно-поровый или порово-трещинный
- из пласта извлекается жидкость или газ;
- жидкость нагнетается в пласт;
- движение жидкости отсутствует.
- при устойчивом коллекторе применяют нижеуказанную конструкцию забоя,
- при неустойчивом коллекторе - конструкцию забоя - ниже:
- до кровли продуктивного пласта спускают и цементируют эксплуатационную колонну,
- вскрытие объекта проводят с учетом пластового давления, поровой и трещинной проницаемости коллектора,
- при grad рпл < 0,1 МПа/10 м, кп < 0,1 мкм 2 или кт < 0,01 мкм 2 применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, пены и др,
- неустойчивый порово-трещинный коллектор перекрывается хвостовиком-фильтром,
- если кровля продуктивного объекта сложена из неустойчивых пород и не перекрыта эксплуатационной колонной, при установке хвостовика-фильтра используют заколонные пакеры, которые располагают в неперфорированной части около кровли продуктивного горизонта и в башмаке эксплуатационной колонны с целью предупредить обрушение стенок скважины и зашламление открытого ствола
- перед вызовом притока в случае необходимости выполняют обработку ПЗП (солянокислотная обработка, гидроразрыв пласта и т.д.).
- 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 ПЗП;
- забой, представленный неустойчивыми коллекторами трещинного или порово-трещинного типа, перекрывают потайной колонной-фильтром.
Открытый забой
Условия выбора конструкции:
Способ эксплуатации: раздельный.
Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.Горная порода Значение коэффициента Пуассона Глины пластичные 0,41 Глины плотные 0,30 Известняки 0,31 Песчаники 0,30 Песчаные и глинистые сланцы 0,25 При устойчивом и неустойчивом коллекторе, если grad рпл > 0,1 МПа/10 м, а коллектор имеет поровую проницаемость кп > 0,1 мкм 2 , применяют конструкцию открытого забоя.
В случае заканчивания скважины при grad рпл > 0,1 МПа/10 м, кп > 0,1 мкм 2 или кт > 0,01 мкм 2 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.
При аномально низком пластовом давлении (grad рпл < 0,1 МПа/10 м) независимо от проницаемости пород продуктивного объекта:
При создании конструкции такого забоя с неустойчивым коллектором:
При создании конструкции такого забоя с устойчивым коллектором технология идентична, но не нужно коллектор перекрывать хвостовиком.
Забой смешанного типа
Конструкции забоя этого типа используют в однородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; при наличии близко расположенных напорных горизонтов или газовой шапки около кровли пласта, а также при низких значениях поровой или трещинной проницаемости пород (соответственно кп < 0,01 мкм 2 или кт < 0,01 мкм 2 ); 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 устойчивости пород ПЗП. При устойчивом коллекторе применяют конструкцию забоя , при неустойчивом - конструкцию .
Технологии создания конструкций изображенных забоев аналогичны:
Закрытый забой
Конструкции с таким забоем применяют для крепления неоднородных коллекторов с целью изолировать близко расположенные пласты в неоднородном коллекторе порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа, в котором отмечается чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями, в случае если коллектор характеризуется высокими значениями поровой или трещинной проницаемости пород (кп > 0,1 мкм 2 или кт > 0,01 мкм 2 ), а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов.
При выборе конструкции закрытого забоя устанавливают соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта общепринятым положениям.
Расчет основных элементов конструкции закрытого забоя проводят в соответствии с действующими руководящими документами.
При заканчивании скважины с конструкцией забоя, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.
Конструкции забоя для предотвращения выноса песка
Эту конструкцию забоев применяют для предотвращения выноса песка в слабосцементированном коллекторе, представленном мелко-, средне- и крупнозернистыми песчаниками и характеризующемся разрушением призабойной зоны пласта и выносом песка при эксплуатации скважины, а также при раздельном способе эксплуатации продуктивных объектов.
Применяют проницаемый полимерный тампонажный состав .
Материал включает состав ТС-10, уротропин, наполнитель ШРС-С, получаемый при совместном помоле шлака, руды и соли (хлористого натрия), и водный раствор едкого натра.
Начальная прочность материала при сжатии не ниже 6 МПа, а после вымывания из него соли 3,5 - 5,0 МПа; соответственно начальная проницаемость камня 0,12 - 0,20 мкм 2 , после вымывания 1-5 мкм 2 .
Выбор конструкции забоя для предотвращения выноса песка предусматривает соответствие условий залегания и эксплуатации продуктивного объекта; при этом определяют средний фракционный состав пластового песка. В скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками используют конструкцию забоя, показанную на рисунке выше.
Конструкция забоя, изображенная на рисунке выше, включает зацементированную эксплуатационную колонну и забойный фильтр (щелевой, с проволочной обмоткой, металлокерамический, титановый), установленный в интервале перфорации.
В скважинах с мелкозернистым песчаником применяют только конструкцию забоя на рисунке справа, которую можно использовать в скважинах со средне- и крупнозернистыми песчаниками.
Конструкция забоя на рисунке справа отличается от предыдущей тем, что забойный фильтр не устанавливают, а вынос песка предотвращают путем создания в перфорационных каналах искусственного фильтра из проницаемого тампонажного материала.
Для этого после перфорации колонны осуществляют вызов притока, отрабатывают скважину в течение 1-5 суток, проверяют приемистость пласта и закачивают на поглощение тампонажный состав.
Предельно допустимая депрессия на пласт после крепления призабойной зоны тампонажным составомне должна превышать 3 МПа.
Особенности применения ингибирующего раствора. При бурении скважин с целью предотвращения проявлений неустойчивости пород кыновского горизонта
Представлены результаты испытания минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора, ингибированного сульфированным асфальтом. Работы проведены с использованием керновых образцов, отобранных в интервале Франского яруса Девонской системы.
Устойчивость глинистых отложений – одна из актуальнейших проблем бурения, особенно сегодня, когда резко возросли объемы наклонного и горизонтального бурения. За последние 20 лет исследователями предложены различные критерии [1, 2, 3], учитывающие особенности напряженного состояния горных пород, в том числе боковой распор и минимальные горизонтальные напряжения. Методически такие расчеты на сегодняшний день проработаны достаточно детально [4]. Для корректных геомеханических расчетов необходим большой информационный массив данных, например, характеристики давлений и векторы трещин при ГРП, профилеметрия, данные электронного микросканирования стенок скважин. Для достоверности прогнозов важны исследования кернов из массивов неустойчивых глин (в том числе для определения их физико-механических свойств). Кроме физико-механических, глинистые породы отличаются разнообразием минералогического состава, связности, минерализации поровой воды; их свойства изменяются в зависимости от глубины залегания, условий формирования и пр.
Глины склонны к поверхностной гидратации и набуханию, диспергированию в растворах на водной основе, осмотическому увлажнению и осушению, значительному снижению прочности при увлажнении, подверженности к эрозионному воздействию потока раствора.
Все глинистые породы можно разбить на пять классов, каждый из которых характеризуется определенным набором физико-химических и физико-механических свойств [5], определяющих и требования к буровым растворам.
Обязательным условием устойчивости стенок скважин является ингибирование бурового раствора, которое позволяет стабилизировать приствольную зону, замедлив увлажнение глин и ослабление связей по плоскостям напластования слоистых образований, сократив область пластической деформации и сохранив область упругих деформаций (релаксация напряжений) в нетронутом массиве.
Для оценки требуемого ингибирования используются методы, зависящие от величины гидратации глинистых пород, связанной с осмотическим, капиллярным, диффузионным массопереносом (увлажнением), а также поверхностной гидратацией. Наряду со стационарными лабораторными исследованиями (метод Ченневерта [6], роллинг-тест [7], набухаемость глинистых сланцев в динамических условиях) используют также экспресс-методы, например определение увлажняющей способности раствора [8], оценку по катионному (анионному) анализу.
Так, при бурении боковых стволов пород кыновского горизонта использовался МКБПБРИ (минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор, ингибированный сульфированным асфальтом) в виде добавки Soltex. Добавка Soltex получена в результате химического сульфирования нефтяного битума. В результате получается ингибитор гидратации сланцев с контролируемой растворимостью в воде. Мелко перемолотый нефтяной битум, обработанный надлежащими поверхностно-активными веществами, обеспечивает диспергирование в воде, – но не растворимость. При использовании добавки Soltex образуются крупные, полимерные анионы. Эти частицы в фильтрате прикрепляются к электроположительным участкам глин и сланцев. Эта химическая нейтрализация ингибирует естественную тенденцию хрупких сланцев поглощать воду. Таким образом, предотвращаются обрушение, набухание и расслоение сланцев. Помимо этого физико-химическое ингибирование обусловлено наличием в составе раствора: хлористого калия, хлористого кальция, хлорида натрия (входит в состав пластовой воды).
Минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор ингибированный является системой, приготовленной на основе пластовой воды с малым содержанием твердой фазы и ингибирующей. Возможно приготовление на основе традиционного минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора, сохраненного после бурения предыдущего интервала, с введением в его состав ряда ингибирующих компонентов. Рецептура раствора приведена в таблице 1.
Читайте также: