Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Существует несколько способов снижения уровня жидкости в скважине: тартание, свабирование, вытеснение жидкости из скважины сжатым воздухом, азотом или природным газом, пеной, аэрирование столба жидкости воздухом или углекислым газом, откачка жидкости из скважины глубинно-насосными установками, установка разделительных пакеров над продуктивным объектом с последующей откачкой жидкости из-под пакерного пространства струйными насосами (УОС-1, УОС-2).Вызов притока осуществляется заменой скважинной жидкости на воду, нефть, при отсутствии притока - свабированием или применением пенных систем с использованием в качестве дисперсионной среды азота или дымовых газов. При снижении пластового давления более чем на 20 % рекомендуется применять устройство для обработки скважин (УОС).После освоения скважин необходимо провести комплекс гидродинамических исследований в соответствии с "Инструкцией по гидрогазодинамическим исследованиям". По результатам гидродинамических исследований проводится оценка качества заканчивания скважины.

Допускается применение других методов вызова притока (снижение уровня с использованием пенных систем, струйных насосов, инертных газов и др.) при согласовании этих методов с Заказчиком, а при необходимости с Госгортехнадзором.

Управлениям буровых работ для каждой конкретной скважины разрешается самостоятельно применять любой из рекомендованных способов вызова притока из пласта, в зависимости от проницаемости объекта, пластового давления, репрессии, допущенной при вскрытии пласта.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области 20 км северо-восточнее города Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. Абсолютные отметки местности изменяются от +48 м на водоразделах до +20 м в долинах рек.

Условия труда на нефтяных промыслах Западной Сибири имеют свои особенности в связи с суровыми климатическими условиями. Климат района резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и холодное лето. Переход от зимы к лету долгий, с неустойчивыми атмосферными осадками. Самым холодным месяцем является январь, когда бывает самая минимальная температура -50^оС. Переход к лету в конце мая, начале июня. Средняя температура самого жаркого месяца июля +20^оС - +25^оС. Максимальные температуры могут достигать +36^оС. Средне годовая скорость ветра равна 5,2 м/с, максимальная скорость ветра доходит до 15-22 м/с.

Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень-Сургут. С городом Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. С 1968 г. в районе месторождения действует нефтепровод Усть-Балык-Омск.

Месторождение является частью более крупного, на севере переходит в Западно-Сургутское, на поверхности разделяется рекой Обь.

Характеризуется большой площадью нефтеносности 369 млн.кв.км.. Плотность балансовых запасов нефти составляет 1,4 млн.т/кв.км.

Особенностью месторождения является сильная концентрация запасов (96%) в одном горизонте БС10. Половина запасов сосредоточено в водо-нефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

В строении Южно-Сургутского нефтяного месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла. В разрезе последнего выделяются отложения юры, мела, палеогена и четвертички.

Палеозойский фундамент.

Породы палеозойского фундамента представлены порфиритами темно-зеленовато-серыми, трещиноватыми и темно-зелеными, трещиноватыми с зеркалами скольжения. Максимальная толщина 70 м, вскрытых на соседних площадях (глубина залегания 4500 м).

Юрская система.

В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты, которые несогласно залегают на породах фундамента.

Тюменская свита.

Осадки тюменской свиты залегают в основном мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и представлены чередованием аргиллитов, алевритов и песчаников.

Для пород тюменской свиты характерны: тонкая, горизонтальная, реже косая слоистость, наличие многочисленных растительных остатков.

Мощность пласта колеблется от 0 до 30 м.

Васюганская свита.

В основании свиты залегает морской пласт черных, местами битуминозных аргиллитов с обломками мелких пелицинад, с прослоями сидерита, с галькой кремнистых пород.

Мощность васюганской свиты на Южно-Сургутском месторождении 50 м.

Георгиевская свита.

Отложения георгиевской свиты согласно залегают на породах васюганской свиты и присутствуют неповсеместно. В сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют. Свита представлена аргиллитами черными, с прослоями битуминозных аргиллитов мощностью 2-3 см, с прослоями песчаников и алевролитов серых, кварцево-полевошпатовых и кварцево-глауконитовых. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Мощность пород георгиевой свиты 5 м.

Баженовая свита.

Свита представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневатым оттенком различной степени битуминозности, с линзочками глинистого сидерита, с прослоями органогенных осадков. Мощность свиты 28 м.

Меловая система. Нижнемеловой отдел.

Нижнемеловые образования представлены преимущественно глинистыми осадками берриас-валанжинского возраста, объединенными в мегионскую свиту, песчано-глинистыми толщами, выделяющимися в вартовскую свиту, и глинисто-алевролито-песчаной толщи, входящими в состав алымской и покурской свит.

Мегионская свита.

Свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи.

В разрезе выделяются песчаные горизонты БС11 и БС10, продуктивные на площади.

Общая мощность мегионской свиты на Южно-Сургутском месторождении 432 м.

Вартовская свита.

Отложения вартовской свиты согласно залегают на породах мегионской свиты. По литологическому составу свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. В разрезе нижней подсвиты выделяются 9 пластов (БС1-БС9). Пласты представлены чередованием аргиллитов серых, песчаников серых, светло-серых и алевролитов. Пласты водоносные.

В разрезе верхней подсвиты выделяются песчано-алевролитовые пласты АС4-АС12. Мощность свиты 5-402 м.

Алымская свита.

Алымская свита развита по всему району Сургутского свода и состоит из четырех пачек. Мощность Алымской свиты изменяется от 110 до 130 м.

Прокурская свита.

К прокурской свите относятся песчано-глинистые образования альбского и сеноманского возраста. Литологически нижняя часть этой свиты, относится к нижнему мелу, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Мощность нижней части прокурской свиты колеблется от 522 до 573 м.

Меловая система. Верхнемеловой отдел.

К верхнемеловым отложениям относятся верхняя часть прокурской свиты, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Сеноманский ярус.

Сеноманский ярус, охватывающий верхнюю часть покурской свиты, представлен чередованием песков, песчаников с алевролитами и глинами. Пески и песчаники серые, зеленовато-серые, полимиктовые, рыхлые. По всему разрезу встречаются растительный детрит, прослои угля, включения янтаря, сидерита. Мощность отложений сеноманского яруса от 250 до 300 м.

Кузнецовская свита.

Ярус сложен глинами темно-серыми, участками песчанистыми, с линзами кварцево-глауконитового песка. Мощность яруса от 25 до 30 м.

Березовская свита.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю - опоковидную и верхнюю - глинистую. Мощность их соответственно равны 60-80 м и 50-60 м.

Ганькинская свита.

Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми с включениями пирита. Мощность ганькинской свиты от 50 до 60 м.

Палеогенова система. Тюменская свита.

Тюменская свита представлена глинами темно-серыми. Мощность свиты 100-120 м.

Люлинворская свита.

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролитов и включениями глауконитов, пирита и сидерита. Мощность свиты от 180 до 200 м.

Чеганская свита.

Чеганская свита представлена глинами зеленовато-серыми, вязкими с прослоями и линзами алевролита. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Атлымская свита.

В нижней части атлымской свиты развиты пески серые, мелко и средне-зернистые, а в верхней части - глины с прослоями угля. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Новомихайловская свита.

Свита представлена чередованием глин буровато-серых с песками и алевролитами. Мощность Новомихайловской свиты от 90 до 110 м.

Туртасская свита.

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, вязкими, с редкими прослоями и линзами алевролитов. Мощность свиты от 45 до 50 м.

Четвертичная система.

На размытой поверхности туртасской свиты залегают пески с прослоями глин. Выше находятся отложения самаровской толщи, сложенной озерно-аллювиальными отложениями, морскими, озерно-ледниковыми отложениями (валунные глины с линзами песка и галечников). Современный аллювий представлен пятнадцатиметровой пачкой песков, супесей, суглинков и торфа. Общая мощность четвертичных отложений 70-80 м.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Пласт БС¹ 10.

Залежь пласта БС¹10 распространена практически по всей площади месторождения. Промышленная нефтеносность доказана результатами апробирования и эксплуатации скважин. На северо-западном крыле ограничена зоной замещения коллекторов. На севере она соединена с аналогичной залежью Западно-Сургутского месторождения, на северо-востоке - с залежью Восточно-Сургутского месторождения (Восточный участок).

Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК - 2346 м. Размеры 25 х 25 км. Средние показатели не отражают полную картину, т.к. на площади выделяются две зоны, резко отличающиеся по своему геологическому строению.

Пласт БС¹10 вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.

Коллекторами нефти пласта БС¹10 служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС²10. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700*10^-3 мкм². Среднее значение проницаемости составляет 270*10^-3 мкм². По площади свойства пород улучшаются к центральной и восточной части площади. Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8%, чем по пласту БС²10 и равна 31%.

Пласт БС² 10.

Представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности строения говорят его параметры: песчанистость -0,48; расчлененность -9,5 м; толщина проницаемого слоя - 2 м.

Для пласта БС²10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. От пласта БС¹10 отделяется глинистой перемычкой, мощность которой изменяется от 0 до 20 м. На западном крыле отмечается зона полной глинизации песчаных отложений пласта.

На юго-западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений пластов БС¹10 и БС²10. Пласты представляют собой единую гидродинамическую систему с единым ВНК.

Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7 х 20,5 км, ВНК - 2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).

Пласт имеет представительную нефтенасыщенную толщину, в среднем 9 м, однако существенная доля запасов находится в отдельных линзах или тонких прослоях.

Еще одной существенной особенностью пласта БС²10 является его низкая начальная нефтенасыщенность - 0,55 в чисто нефтяной зоне, 0,53 - в водонефтяной зоне.

Пласт БС²10 сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.

Состав алевролитов аналогичен песчаникам, с учетом уменьшения размеров зерен. Среднее значение пористости принято равным - 23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10^-3 мкм²; среднее значение - 114*10^-3 мкм². К северу и западу от центральной части фильтрационные свойства пород снижаются. Среднее значение водоудерживающей способности 38,7%. Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6%), чем для водонасыщенных (44,8%), что согласуется с более лучшей их проницаемостью (123 и 90*10^-3 мкм²).

Пласт БСі₁₀.

Залежь пласта БС³₁₀ выделяется на юго-востоке месторождения. Она изолирована от основной залежи. Отметка ВНК в этом районе 2363 м, что на 17 м ниже отметки ВНК по основной залежи. Залежь водоплавающая. Отсутствует глинистый раздел между нефтенасыщенной и водоплавающей частями. Запасы контактные с мощной толщей воды.

Общая толщина пласта 43 м, эффективная в среднем 24 м, нефтенасыщенная - 8,6 м. Залежь небольшая. Размер залежи - 4,1 х 6,4 км. Фильтрационные свойства пласта близки к пласту БС²₁₀.

Промышленная нефтеносность доказана результатами эксплуатации скважин.

Залежь пласта БС³₁₀ является самостоятельным объектом разработки. Объект БС³₁₀ представляет собой монолитный пласт, в котором местами встречаются глинистые и плотные прослои толщиной от 1 м, от верхнего БС¹⁺²₁₀ его отделяет перемычка от 4 до 8 м глин.

Пласт ЮС₁.

Пласт ЮС₁ стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.

Промышленная нефтеносность пласта доказана апробированием четырех скважин. ВНК залежи ЮС₁ с учетом данных по апробированию и комплекса ГИС принят на отметке - 2787 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5 х 5,2 км. Общая толщина пласта 16 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абсолютная отметка 2787 м). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м (скважина 2034) до 20,6 м (скважина 1527). Средняя по залежи - 8,2 м.

Расчлененность пласта средняя - 7 м. Коллектор характеризуется изменчивостью от монолитного строения в скважине 2045 до сильно расчлененного в скважина 1170р.

Контур нефтеносности не подсчитан. Изменчивость геологического строения пласта подтверждается данными эксплуатации скважин.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность - 0,535%, подстилается подошвенной водой.

Водоносная толща, подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи в основном незначительный - от 0,4 до 1,5 м.

Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56%. В среднем обводненность новых скважин в 1999 году составила 17%.

Пласт ЮС₂.

Пласт ЮС₂ относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40 м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.

Пласт ЮС2 подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м, в среднем - 3,9 м. Залежь недоразвита, внешний контур нефтеносности достоверно не определен.

Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости -1,6, коэффициент проницаемости -9,8 мкм².

Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС2 доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС2 практически «сухие». Дебит нефти более 5 м³/сут. Имеют лишь три скважины. Испытание скважин проводилось пластоиспытателем.

Пласт БС10 восточный участок.

На восточном участке нефтенасыщенность связана только с пластом БС¹10. Залежь небольшая по размерам 6 х 7 км. На западе от Южно-Сургутского месторождения залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения.

Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В основном пласт в разбуренной части по толщине выдержан 4-5 м.

В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,4 до 3 м, глинистых прослоев от 0,4 до 2 м.

Средняя расчлененность - 3, изменяется в пределах от 1 до 4.

При подсчете запасов залежь отнесена к чисто нефтяным, однако от нижнего водоносного пласта разделен небольшой 1-4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3-10 м.

Пласт имеет хорошие коллекторские свойства пс = 0,8-1; п = 10-20 Ом*м. В зоне нефтенасыщения пласта БС²10 нефтенасыщенность понижается: п = 8-9 Ом*м.

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти (таблица 1) находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 МПа и 75С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.

Свойства нефтей в пределах залежи БС₁₀ изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м³/т, давление насыщения 8-11 МПа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м³, вязкость 2-5 МПа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.

Молярная доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество легких углеводородов СН₄-С₂Н₁₂, растворенных в разгазированной нефти, изменяется в диапазоне 10-12%. Нефтяной газ - жирный.

Разгазированные нефти (таблица 2) пласта БС₁₀ парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС₁₀ сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350С от 45% до 54,9%.

Результаты анализа пластовой воды Южно-Сургутского месторождения (пласт БС₁₀) представлены в таблице 3.

Таблица 1 - Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения. Пласт Б10

Параметры	Средние значения по пласту
Пластовое давление, МПа	23,3
Пластовая температура, С	70
Давление насыщения, МПа	9,7
Газосодержание, куб.м/т	51
Газовый фактор при условии сепарации, куб.м/т	47
Объемный коэффициент	1,134
Плотность нефти, кг/куб. м	825
Вязкость нефти, МПа с	3,66
Коэффициент объемной упругости, МПа 10	9,86
Плотность нефти при условии сепарации, кг/куб.м	880

Таблица 2 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Пласт Б10

Температура насыщения нефти парафином, оС	30,3
Массовое содержание, %
серы	1,6
Смол силикагелевых	9,4
асфальтенов	2,8
парафина	3,6
Объемное содержанмие фракций, % при
100 оС	1,3
150 оС	8
200 оС	15,4
300 оС	32,8
Шифр технологической классификации нефти	ПТ2П2
Молярная масса, кг\моль	263,3
Наименование	Средние значения по пласту
Плотность, кг/куб. м	885,2
Вязкость, МПа *с, при температуре, С 20о	35,8
50 оС	11,1
Температура застывания, оС	-1

Таблица 3 - Результаты анализа пластовой воды Южно-Сургутского месторождения. Пласт Б10

	Плотность	рН	Содержание компонентов, мг/л	Жесткость	Минерализация
	г/ куб, см		НСОГ	S04*	СГ	Ca	Mg	Na+K	общая мг-экв/л	мг/л
Пластовая вода	1,0117	7,45	585,6	1,8	9372	384	14,6	5824	20,4	16182
Сеноманская вода	1,0138	7,75	195,2	1	11928	448	107	7084,5	31,2	19763

2. Технико-технологический раздел

2.1 Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин.

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис., б) или хвостовика (рис., д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис., а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис., в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис., г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Вскрытие продуктивного пласта бурением

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Как отмечалось выше, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт вплоть до бурения на "равновесии". При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

Процесс бурения эксплуатационных скважин так же отличается от бурения "разведок". Самое главное отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные - вертикальными.

Существуют еще и горизонтальные скважины. Они тоже относятся к эксплуатационным скважинам. У горизонтальных скважин последняя колонна входит в продуктивный пласт под углом и затем проходит горизонтально по пласту. Это позволяет достичь большей площади соприкосновения обсадной трубы и продуктивного пласта.

На этапе испытания скважины обсадная труба пробивается в районе соприкосновения с продуктивным пластом. У горизонтальных скважин дебит намного превышает дебит обычных скважин.

Отклонение в процессе бурения достигается за счет включения в компоновку бурящей части (между бурильной трубой и турбобуром) так называемого кривого переводника.

Испытание эксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта.

Самой главной операцией при испытании является перфорация - пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор, в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Заряды пробивают обсадную колонну, цемент за ней, и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе. Чем лучше перфорационные заряды, тем больше проникающих трещин они создают в продуктивном пласте. Но часто в эксплуатационных скважинах проведением перфорации не ограничиваются и проводят так называемый гидроразрыв пласта (ГРП). Суть этой операции состоит в закачке под большим давлением в скважину жидкости, которая создает дополнительные трещины в продуктивном пласте. Глубина таких трещин может достигать нескольких метров.

Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми. Стоимость промыслово-геофизических исследований в разведке может в десятки раз превышать затраты на геофизиков по эксплуатационной скважине.

Вскрытие продуктивного пласта перфорацией

Тип перфоратора, установка его в заданный интервал и плотность перфорационных отверстий выбирается в соответствии с требованиями нормативных документов /169/.

Вторичное вскрытие наклонно-направленных скважин на Мамонтовском месторождении рекомендуется производить с применением современных перфораторов, например, разработанных ЦГЛ ОАО ”Ноябрьскнефтегеофизика” - ПМИ-48, ЗПК-105М и ЗПКОМ-73/89, обладающих повышенной пробивной способностью до 500 мм и фугасностью в 2-3 раза ниже серийных зарядов; перфораторов российско-американского предприятия “Перфотех” с пробивной способностью от 500 до 600 мм; перфораторов конструкции СП “Петроальянс”, спускаемых на трубах с пробивной способностью от 500 до 800 мм. Вторичное вскрытие продуктивных пластов перфораторами с повышенной пробивной способностью применяется на месторождениях ОАО “Ноябрьскнефтегаз”, ОАО “Сибнефть”, ОАО “Когалымнефтегаз” /170, 171/.

Реализация данной технологии исключает задавливание в ПЗП механических примесей, имеющихся в перфорационной среде и способствует сохранению естественных свойств пласта.

В настоящее время при проведении щелевой разгрузки используются гидропескоструйные перфораторы. При этом способе перфорации канал в преграде образуется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, абразивного действия песка, содержащегося в струе. Это способ вскрытия пластов, исключающий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактивационные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды.

При проведении щелевой разгрузки используются гидропескоструйные перфораторы: АП-6м, ПЗК, БГПМД. При создании одиночных щелей используется перфоратор АП-6м, в котором обычно устанавливают четыре насадки. Расстояние между насадками в паре 10 см, что обеспечивает наиболее высокий КПД щелевой перфорации. Использование перфораторов ПЗК и БГПМД обеспечивает последовательное включение нескольких пар насадок, гарантирующее более длительную работу перфоратора без подъема его на поверхность. Перфоратор БГПМД в отличие от ПЗК позволяет проводить прямую и обратную промывку скважины в процессе спуска инструмента и при подготовительных работах.

Для вертикального перемещения гидропескоструйного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП или гидроподъемные конструкции ВНИГНИ. Поверхностное оборудование, используемое при проведении щелевой разгрузки пласта, включает насосные агрегаты, пескосмесительный агрегат или смесительную цементировочную воронку, блок манифольдов БМ-700, устьевую арматуру АУ-700 и фильтры ФП. Для нагнетания песчано-жидкостной смеси используются насосные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700. Создание вертикальных щелей с помощью гидроперфоратора требует работы насосных агрегатов в течении длительного времени с давлениями 300-500 кг/см².

Вторичное вскрытие рекомендуется проводить на высокоминерализованном безглинистом буровом растворе «Ликсол», о чем упомянуто выше.

Строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин на суше и в море.

Технология заключается в том, что перфоратор, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах и привязанный к заданному пласту геофизическими методами, выполняет в эксплуатационной колонне сплошные продольные щели большой протяженности, затем через эти щели, воздействуя гидромониторной струей на цементное кольцо и горную породу вдоль ствола скважины, вымываются сплошные каверны.

Гидромеханическая щелевая перфорация, в отличие от точечной кумулятивной перфорации, обеспечивает такой способ вскрытия продуктивного пласта, при котором открываются все флюидопроводящие каналы и не нарушается целостность крепи обсадной колонны вне интервала перфорации, что обеспечивает более полную эксплуатацию всех потенциальных возможностей продуктивного пласта.

Особенностью гидромеханической щелевой перфорации является более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта, отсутствие ударного воздействия на эксплуатационную колонну и цементный камень вне интервала перфорации, точная привязка и селективное вскрытие продуктивных пропластков без нарушения перемычек между ними.

Технология гидромеханической щелевой перфорации полностью соответствует «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03)».

Для реализации технологии используются гидромеханические щелевые перфораторы типа «ПГМЩ-1». Разработан типоразмерный ряд перфораторов для перфорации обсадных колонн диаметром 102, 114, 140, 146, 168 и 178 мм. Имеется разрешение Госгортехнадзора России на применение данного типа перфоратора.

2.2 Условие вызова притока жидкости из пласта

При вызове притока депрессия (?P=Pпл-Pзаб) на пласт должна создаваться постепенно и соответствовать расчетной величине. Резкая и чрезмерная депрессия на пласт совместно с обычным при освоении повышенным содержанием загрязнений в призабойной зоне резко увеличивают вероятность ускоренного обводнения притока по высокопроницаемым прослойкам из подошвы пласта и из-за нарушения целостности цементного кольца. С другой стороны низкая депрессия удлиняет сроки освоения.

Сначала рассчитываются максимально допустимые депрессии на пласт, затем из них необходимо выбрать наименьшую. Однако при этом учесть следующие дополнительные условия:

- депрессию принимать равной 40 кгс/см2, если по расчету она оказалась меньше 40 кгс/см2;

- депрессию принимать равной величине пластового давления, т.е. максимально достижимой при отсутствии притока (осушка скважина), если по расчету она оказалась больше пластового давления.

При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой более 3% или наличии подошвенной воды, создаваемое забойное давление на уровне кровли осваиваемого пласта должно быть не ниже давления насыщения, соответствующая этому условию максимально допустимая депрессия на осваиваемый пласт рассчитывается со формуле:

Р1=Рпл+Рнас,

где Рнас - давление насыщения нефти газом, кгс/см2.

При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой 3% и менее и отсутствии подошвенной воды, а также при перфорации водоносного (обводнявшегося) пласта или подошвенной воды депрессию на пласт выбирать независимо от величины давления насыщения.

При разобщенности непроницаемым пропластком осваиваемого пласта и находящегося сверху или снизу от его невскрытого перфорацией водоносного (или обводнявшегося) пласта, перепад давления на I м высоты цементного кольца должен быть не более 25 кгс/см2. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт рассчитывается по формуле:

Р2=Рпл+25h-Рпл.в,

где h - высота цементного крепления между осваивавши и невскрытой перфорацией водоносным (или обводнявшимся) пластом, определяемым как сумма интервалов только с хорошим сцеплением, м;

Рпл.в - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, кгс/см2.

Примечание. При нагрузке более 25 кгс/см2 на I м высоты появляется вероятность нарушения целостности цементного кольца, возрастающая по мере увеличения этого перепада.

Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колонкой против пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен превышать допустимый. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт:

Р3=Рпл+Рэк-Рпл.б-рhп10-4,

где Рэк = 200 и 155 - допустимый перепад давления на эксплуатационную колонну с условным диаметром соответственно 146 и 168 мм при снижении давления на забое, кгс/см2;

Рпл.б - наибольшее давление во вскрытых и невскрытых перфорацией пластах, кгс/см2;

?hп - расстояние от пласта с наибольшим давлением до интервала перфорации, м. При этом принимать hп = 0, если пласт с наибольший давлением находится ниже осваиваемого;

р =1000 и 500 - в случаях соответственно закачки газа, и пены, кг/м3;

Увеличение депрессии на пласт сверх вышеуказанных ограничений допустимо по согласованию с НГДУ в случае отсутствия притока из пласта, после принятия других возможных мер и проведения запланированного количества выездов для освоения (после бурения и капитального ремонта с перфорацией пласта в среде глинистого раствора количество выездов согласно регламента, в остальных случаях - 2-3 выезда).

2.3 Методы вызова притока жидкости из пласта

2.3.1 Замена жидкости большей плотности на жидкость меньшей плотности

Жидкость в скважине может быть заменена на следующие жидкости:

- глинистый раствор на воду, затем при необходимости на нефть;

- минерализованная вода, на пресную воду и нефть;

- эмульсионный раствор на углеводородной основе на нефть.

Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.

Производительность насоса при замене жидкости в скважине на воду или нефть закачкой в межтрубное пространство должна составлять:

- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм -- не более 3,5 л/с;

- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм- 6,0 л/с;

- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм- 9,0 л/с.

В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается.

Давление закачки при этом не должно превышать 50 кгс/см2.

Подача из скважины в сборный коллектор жидкости, приготовленной с использованием глины или барита, не допускается.

При отсутствии притока, а также необходимости доосвоения или для достижения установившейся обводненности, освоение продолжать другими методами (при наличии сероводорода в продукции, а при отсутствии - газом).

2.3.2 Расчет основных параметров процесса освоения скважины методом замены жидкости

Общие меры по ускорению освоения скважин

Освоение скважин газом и пеной при ухудшенной или естественно низкой проницаемости призабойной зоны пласта должна производиться с помощью ОПЗ, например, соляной или серной кислотой, глинокислотой (в том числе двухрастворной), раствором ПАВ, нефте-кислотной эмульсией, двухфазной пеной, пенокислотой, растворителем (в том числе нагретым), электронагревателем, ГРП, гидросвабированием, термохимической (ТХО) или термо-газохимической (ТГХО), а также различными их комбинациями.

Технологии ОПЗ и вызова притока должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения. Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременным удалением продуктов воздействия из призабойной зоны до их закрепления там, обеспечением необходимой, и допустимой интенсивности воздействия.

Обработки с использованием кислот и ГРП могут применяться, в основном, для увеличения естественной проницаемости призабойной зоны, а остальные, включая солянокислотную обработку терригенных коллекторов, для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, ухудшенной заиливанием, глинистыми, асфальтосмолистыми и другими отложениями, водонефтяными эмульсиями.

Скважины для закачки рабочего агента в пласт должны быть оборудованы пакером, если ожидаемое давление нагнетания превышает допустимое для эксплуатационной колонны. При обработке пласта с последующим вызовом притока, например, на добывающих скважинах, спускаемый пакер должен быть двухстороннего действия (типа ПШ, с упором на забой и др.) с обратный клапаном над ним, пропускающим жидкость из межтрубного пространства в трубное, или одностороннего действия (типа Б76М, гидравлический и др.).

НКТ или хвостовик пакера спустить до нижних отверстий фильтра, а пакер - на 20-50 м выше верхних отверстий фильтра.

Обработка с закачкой кислота в пласт производится в соответствии с действующими инструкциями и геолого-техническими условиями. Но при этом учесть, что продолжительность извлечения продуктов реакции кислоты с материалом пласта значительно больше продолжительности самой реакции, а оставление их на более длительное время снижает проницаемостъ призабойной зоны пласта. Поэтому к вызову притока из пласта для выноса продуктов реакции необходимо приступить сразу же после снижения и стабилизации давления на устье, повышенного в процессе закачки кислоты, т.е. через 1-3 часа после продавки кислоты.

0бработка кислотной ванной, а при создании забойных каверн - каждая обработка должна заканчиваться промывкой скважины водой без создания значительной репрессии на пласт, а еще лучше пеной с созданием депрессии на пласт для предотвращения засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции и шламом.

Обработка углеводородными растворителями производится с целью очистки пор и трещин в призабойной зоне от асфальто-смолистых и парафиновых отложений в виде самостоятельной операции или подготовительной перед кислотной и глинокислотной обработкой призабойной зоны. Вызов притока или обработку кислотой производить через 1-2 сутки после закачки растворителя в пласт.

Растворитель с высоким удельным электрическим сопротивлением (бензин, керосин, соляро-бензиновая смесь и др,}, если весь не был продавлен в пласт, перед вызовом притока газом должен быть вытеснен из ствола скважины промывкой водой, нефтью или пеной для предотвращения электризации его смеси с газом.

Обработка раствором ПАВ (в основном неионогенных ОП-7, ОП-10, диссолвана и др.) при концентрации 0,2-0,3% и расходе 0.8-1м3 на I м мощности пласте производится с целью разрушения водо-нефтяной эмульсии и очистки от нее и других загрязнений пор и трещин в призабойной зоне незаглинизированных пластов. Дренирование пласта производится через I сутки после закачки раствора ПАВ

Особо важными для ускорения сроков освоения скважин являются меры по сохранению проницаемости призабойной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин:

а) применение, гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), эмульсионных глинистых растворов и других жидкостей, не ухудшающих проницаемость призабойной зона пласта при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин;

б) вскрытие пластов бурением (кроме случаев вскрытия пластов с резко отличающимися давлениями в них), перфорация пластов при бурении и капитальном ремонте, глушение при текущем и капитальном ремонтах при репрессии на пласт не более 20 кгс/см2, а при наличии соответствующих средств - без создания репрессии на пласт;

в) глушение скважин без продавливания поднасосной жидкости в пласт, т.е. путем замены в скважине части жидкости (например, нефти) на более тяжелую, используя при необходимости осаждение на забой;

г) глушение скважин с низким пластовым давлением путем долива жидкости только до глубины, обеспечивающей репрессии на пласт не более 20 кгс/см .

геологическое месторождение пласт скважина

2.3.3 Применение пенных систем

Растворы ПАВ, легкорастворимых в воде (Сульфонол НП-3, ДС-РАС), могут быть приготовлены непосредственно в процессе освоения скважин по мере надобности в цистерне водовоза или в свободном отделе мерной емкости насосного агрегата.

Растворы труднорастворимых ПАВ должны готовиться многократным перемешиванием с помощью насосного агрегата. Рекомендуется раствор такого ПАВ готовить накануне освоения в небольшом количестве повышенной, например, десятикратной концентрации, который в процессе освоения разбавляется водой до требуемой концентрации в свободном отделе мерной емкости или в цистерне водовоза.

Нагнетательную линию (пенопровод) для освоения скважины можно подключить как к межтрубной, так и трубной задвижке. Более предпочтительным является последнее, т.к. при этом резко уменьшается продолжительность закачки пены с противодавлением (репрессией) на пласт, создается более плавно возрастающая и более глубокая депрессия на пласт, резко уменьшается продолжительность выпуска пены из скважины.

Кроме того, в случае спуска НКТ ниже интервала перфорации, предотвращается задавливание в пласт жидкости, возможное из-за закрытия нижнего конца НКТ осадком. Осадок может выпадать как до первого вызова притока из скважины (что не исключается и после протеки скважины водой), так и между вызовами притока.

Нагнетательные линии компрессора и насосного агрегата (газопровод и растворопровод) к устьевой арматуре подключаются через смеситель: тройник, аэратор или эжектор. При этом вводы смесителя для подключения газопровода и растворопровода должны быть снабжены обратными клапанами для каждого агрегата, а отвод для пенопровода - выпускным вентилем высокого давления.

Качество пены, получаемой с помощью тройника, несколько уступает получаемой с помощью аэратора или эжектора, но вполне достаточно для целей освоения скважин. В случае применения аэратора или эжектора агрегаты с устьевой арматурой обвязываются, но к боковому отводу аэратора подключается растворопровод, а эжектора - газопровод. Кроме того, при применении эжектора на его выкиде или на устьевой арматуре надо устанавливать манометр для контроля за величиной давления закачиваемой пены, т.к. она не соответствует показаниям манометров на агрегатах.

В качестве насоса при освоении пеной рекомендуется использовать цементировочный агрегат ЦА-320М, а при наличии водовода на территории скважины, например, после бурения - ЦА-320М или ЗЦА-400.

Насосный агрегат часто не обеспечивает производительность, необходимую для создания расчетной депрессии на пласт. Поэтому необходимо предусмотреть возможность снижения расхода жидкости и регулирования его в пределах 1,5-5 л/с, что также позволит уменьшать потребное количество раствора ПАВ. Это достигается оборудованием насосного агрегата втулками с наименьшим диаметром, например 100 мм и менее для ЦА.-320М, применив делитель расхода. При наличии делителя расхода и емкости с мерной линейкой для освоения пеной могут применяться и высокопроизводительные насосные агрегаты.

Делитель расхода представляет собой тройник, на одном из отводов которого имеется один или несколько параллельных вентилей высокого давления с общей проходной площадью 0,8-1,5 см . Делитель устанавливается на растворопроводе, а его отвод с вентилем соединяется с вводом мерной емкости байпасной линией, собираемой из гибкого шланга без использования шарнирных самоуплотняющихся угольников, т.к. эта линия безнапорная. Открывание указанного вентиля увеличивает возврат раствора, уменьшая тем самым расход его в скважину. Чтобы возвращающийся раствор в мерной емкости не пенился и не мешал отсчету расхода раствора, необходимо удлинить один из отводов гребенки, имеющийся над мерной емкостью агрегата, до дна патрубком. Необходимо также учесть, что возврат жидкости должен быть в тот же отдел емкости цементировочного агрегата, откуда производится отбор насосом. В случае использования отдельной мерной емкости конец байпасной линии довести до ее дна и надежно закрепить.

Нагнетательные трубопроводы опрессовать в следующем порядке: