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.
После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется.
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).

      Открытый забой

      Условия выбора конструкции:
      • 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.
      Тип коллектора:
      • однородный прочный;
      • поровый, трещинный, трещинно-поровый или порово-трещинный
      Такие коллекторы по своим геолого-физическим характеристикам не могут быть зацементирован без ухудшения коллекторских свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП).
      Способ эксплуатации: раздельный.
      Коллектор должен сохранять устойчивость при создании депрессии на пласт.
      • из пласта извлекается жидкость или газ;
      • жидкость нагнетается в пласт;
      • движение жидкости отсутствует.

      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 устойчивом коллекторе применяют нижеуказанную конструкцию забоя,
      • при неустойчивом коллекторе - конструкцию забоя - ниже:

      При создании конструкции такого забоя с неустойчивым коллектором:

      • 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.).

      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:

      • 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.
      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: