Разобщение, вскрытие, опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов)

Размещено на http://www.allbest.ru/

РАЗОБЩЕНИЕ, ВСКРЫТИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ)

Разобщение пластов

При бурении скважин прибегают к креплению их стенок для:

1) предохранения стенок скважин от обвалов, размывов и т. д.;

2) разобщения нефтеносных, газоносных, водоносных горизонтов друг от друга с целью предотвращения межпластовых перетоков, раздельной эксплуатации и т. п.;

3) создания канала для транспортирования пластовых флюидов (нефти, газа, воды) с забоя на поверхность без потерь.

Разобщение пластов производят при помощи специальных труб, которые называются обсадными, а данная операция называется креплением стенок скважины. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

Крепление скважины обсадными трубами

Факторы, определяющие конструкцию скважины. Несколько колонн обсадных труб различных диаметров и длины, концентрично спускаемых в скважину, в сочетании с такими величинами, как диаметр и длина участков ствола скважины в толще горных пород, образованными долотами соответствующих размеров, применяемыми для бурения данной скважины на отдельных интервалах ее глубины, образуют конструкцию скважины.

Скважина, в частности нефтяная или газовая, представляет собой капитальное сооружение, которое осуществляется по заранее составленному проекту.

Основным и исходным фактором для составления проекта являются выбор и обоснование конструкции скважины. Материалами для этого выбора являются геологический разрез и особенности бурения в данном районе. На основе этих данных должны быть определены:

1) способ бурения скважины с учетом наиболее простой ее конструкции;

2) конструкция низа эксплуатационной колонны;

3) способ вскрытия эксплуатационного пласта;

4) возможность возврата на вышележащие эксплуатационные горизонты;

5) ожидаемое пластовое давление, возможное затрубное давление и максимальное снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В каждой конструкции следует различать следующие ряды обсадных труб (рис. 7.1): шахтовое направление 1, кондуктор 2, промежуточную колонну 3 и эксплуатационную колонну 4.

Первый ряд труб называется шахтовым направлением, или просто направлением. Оно служит для того, чтобы предохранить устье скважины от размыва промывочной жидкостью и направить струю потока в желоба. Шахтовое направление обычно спускают на глубину от 2 до 40 м.

Второй ряд труб называется кондуктором. Роль кондуктора, как и шахтового направления, заключается в обеспечении устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. Наибольшая глубина спуска кондуктора 500-600 м.

Следующий ряд труб называется промежуточной колонной. Промежуточную колонну спускают в скважину для изоляции верхних водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения, зон обваливающихся пород и для обеспечения проводки скважины до проектного эксплуатационного объема. Промежуточных колонн может быть несколько.

Последней колонной, спускаемой в скважину, является эксплуатационная колонна. Эта колонна используется для извлечения нефти, газа или пластовой воды либо для нагнетания воды в продуктивный горизонт. Эксплуатационная колонна может быть спущена от устья до забоя скважины или частично - на небольшом участке от забоя. В последнем случае она называется хвостовиком, фильтром.

Если в скважину, кроме шахтового направления и кондуктора, спускают только эксплуатационную колонну, конструкцию называют одноколонной. Если же приходится спускать промежуточную колонну, то конструкцию называют двухколонной. При спуске двух промежуточных колонн и более конструкцию называют многоколонной.

Конструкцию скважины определяют, начиная с диаметра эксплуатационной колонны, величину которого надо рассматривать как основной фактор, предопределяющий все размеры проектируемой скважины.

Современные методы эксплуатации скважин дают возможность в большинстве случаев ограничиться спуском 146-миллиметровых обсадных труб. При весьма высоких среднесуточных дебитах (более 300 т нефти и 500 тыс. м3 газа) может потребоваться спуск 168-миллиметровых обсадных колонн.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточной колонны. Спуск промежуточной колонны в скважину предусматривает предупреждение осложнений геологического характера, которые не могут быть преодолены существующими методами. На основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины устанавливают диаметр и глубину спуска кондуктора.

После обоснования технического разреза скважины определяют конструктивные размеры ее ствола, которые могут обеспечить спуск обсадных колонн до намеченной глубины.

Выбор диаметра долота обусловливается следующими факторами: 1) диаметром муфты обсадной колонны; 2) величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором. Величина зазора должна быть увязана с величиной выхода данной колонны из-под башмака предыдущей колонны: чем больше выход, тем больше зазор.

Диаметр долота Dд, которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:

Dд = Dм + 2д (7.1),

где:

Dм - диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб в мм;

д - величина зазора между муфтой и стенками скважины в мм.

Рекомендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины приведены в табл. 7.1.

Таблица

После того как установлен диаметр долота, определяют диаметр предыдущей колонны (промежуточной колонны или кондуктора). Разница между внутренним диаметром этой (предыдущей) колонны и размером долота, проходящего через нее, не должна превышать 6-8 мм.

При разработке конструкции скважины следует выбирать колонны минимального диаметра. Применение колонны малого диаметра позволяет путем сокращения расхода металла, цемента и других материалов уменьшить капитальные затраты на строительство скважин. Вместе с тем при проводке скважин малого диаметра увеличивается механическая скорость проходки и облегчается труд рабочих.

Проектирование конструкции скважины заканчивается выбором диаметра шахтового направления. Диаметр направления на 50-100 мм больше, чем диаметр долота, которым будут бурить скважину под кондуктор. Глубина заделки шахтового направления зависит от грунтовых условий места заложения проектируемой скважины.

При бурении разведочных скважин на новых площадях, когда неизвестно, будут ли найдены нефть или газ, целесообразно бурить их малыми диаметрами. Скважинами малого диаметра в настоящее время называются такие скважины, которые отличаются следующими особенностями:

1) основной ствол под эксплуатационную колонну пробурен долотами диаметром 190,5 мм и менее;

2) в большинстве случаев в них нет промежуточных колонн.

Цементирование обсадных колонн

Целью цементирования обсадной колонны является получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего все вскрытые скважиной поглощающие, газо-водо-нефтепроявляющие горизонты друг от друга.

Существует ряд методов цементирования. К ним относятся: нормальное цементирование с пробками, манжетное цементирование, двухступенчатое цементирование, цементирование хвостовика, цементирование под давлением. В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости и т. п. применяют тот или иной метод цементирования обсадной колонны.

Для цементирования обсадных колонн применяют тампонажные цементы. Полученная при размешивании тампонажного цемента с водой жидкая и легко текучая масса называется цементным (тампонажным) раствором.

Механические свойства свежих цементных растворов аналогичны свойствам глинистых растворов. С течением времени цементный раствор загустевает, теряет свою подвижность. Этот процесс, называемый схватыванием цементного раствора, происходит в течение нескольких часов после перемешивания цемента с водой. К концу схватывания раствора цементная масса упрочняется и образует цементный камень. Упрочнение, или затвердение цементной массы, продолжается в течение многих дней.

Цемент, предназначенный для цементирования обсадной колонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора.

Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получению пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн.

Для обеспечения нормальных условий цементирования обсадной колонны рекомендуется при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40-50 % от веса цемента, т. е. на каждые 100 т цемента следует брать 40-50 т воды.

О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну, судят по его удельному весу, который должен колебаться от 1,75 до 1,95 г/см3.

Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца схватывания цементного раствора. Схватывание цементного раствора должно начинаться после окончания цементирования колонны. Время цементирования не должно превышать 75 % от срока начала схватывания цементного раствора. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.

Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом количестве засыпают в специальные цементо-смесительные машины и отправляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и цементировочные агрегаты. В комплект последних входят высокопроизводительные насосы, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора.

Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины обвязываются трубопроводами друг с другом и с цементировочной головкой, установленной на обсадной колонне. Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока удельный вес закачиваемой в скважину жидкости не станет равен удельному весу жидкости, выходящей из скважины.

На промыслах применяют преимущественно одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн. Иногда применяется двухступенчатый метод цементирования.

Данные методы цементирования обсадных колонн, обеспечивающие перекрытие цементным раствором затрубного пространства от башмака колонны и выше, удовлетворяют условиям цементирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут быть применены при цементировании эксплуатационных колонн. Иногда целесообразно не цементировать затрубное пространство, расположенное против нефтеносного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется манжетное цементирование.

При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше - специальную заливочную муфту. Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенкам скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов - коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

В практике бурения применяют следующие основные методы заканчивания скважин.

1. Установка обсадной колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском эксплуатационной колонны или фильтра (хвостовика). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза специальная эксплуатационная колонна или фильтр не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной.

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

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

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 надлежащие 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 промывочную жидкость, 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 промывочные жидкости на нефтяной основе, эмульсионные промывочные жидкости, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием обсадную колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, после вскрытия продуктивного пласта спускают эксплуатационную колонну или фильтр (хвостовик). При отсутствии промежуточной колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки цементируют 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, 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 сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перфорация обсадной колонны

Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации.

Пулевые перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6-12 от- верстий пулями диаметром 11-11,5 мм. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы.

Большей пробивной способностью, обеспечивающей лучшее вскрытие пласта, обладают торпедные перфораторы. Они отличаются от пулевых перфораторов тем, что колонна простреливается снарядами большого диаметра и замедленного действия. Снаряд, войдя в пласт, разрывается и создает дополнительные трещины. Торпедный перфоратор дает хорошие результаты при вскрытии плотных пород (известняков, песчаников), заглинизированных в процессе бурения или зацементированных при ремонтном цементировании, а также при простреле скважин многоколонной конструкции.

В настоящее время широко распространена беспулевая перфорация. В этом случае отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва..

В кумулятивный перфоратор закладывают шашку взрывчатого вещества, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. При взрыве создается направленная струя огромной пробивной силы. С появлением беспулевых перфораторов стало возможно создавать отверстия в колонне без повреждения ее и цементного кольца. Кроме того, беспулевая перфорация обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации.

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора.

Для улучшения качества забоя широко применяется гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрес-сорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и насадок. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из насадок с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

скважина горизонт колонна эксплуатационный

Опробование и испытание продуктивных горизонтов

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценку характера насыщенности пласта и определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять пластоиспытателями на трубах или каротажном кабеле в процессе бурения.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтеводосодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропровод-ность, коэффициент продуктивности и др.).

Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки характеристики их продуктивности и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

При помощи комплекта испытательных инструментов (КИИ) на трубах можно: 1) вызвать приток жидкости и газа из испытуемого пласта; 2) определить физические параметры пласта (пластовое давление, среднюю эффективную проницаемость, коэффициент продуктивности и т. п.); 3) отобрать представительную пробу пластовых жидкостей; 4) проверить герметичность цементных мостов и колонн с установлением места и характера утечки.

Опробователи пластов на каротажном кабеле предназначаются для отбора герметизированных проб пластовой жидкости и газа в заполненных жидкостью необсаженных скважинах с целью оперативной оценки насыщающей пласт жидкости или газа.

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) после спуска и цементирования эксплуатационной колонны

Последним мероприятием перед сдачей скважины в эксплуатацию является вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляют различными способами в зависимости от характеристики пласта, величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой законченной бурением скважины составляют план ее освоения со сроками исполнения. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), поршневанием или комбинацией этих способов.

При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), который вытесняет жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только на глубину, с которой давлением компрессора можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще более уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главным недостатком этого способа освоения скважины является большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать.

Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласты с низким давлением, начинают с промывки забоя водой или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. По выполнении предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток независимо от полученных результатов скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, производит испытание всех пластов (горизонтов), вскрытых скважиной и представляющих интерес с точки зрения нефтегазоносности. Испытание производится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная промышленная нефтегазоносность оценивается по результатам испытания после применения методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

а) гидроструйная перфорация;

б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов;

в) кислотная обработка - для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента;

г) термокислотная обработка - для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна;

д) гидравлический разрыв - для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв - для коллекторов, представленных карбонатными и карбонизированными породами.

После испытания каждого объекта скважина исследуется для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту. Цементные мосты рекомендуется устанавливать при помощи стреляющих тампонажных снарядов (СТС). Действие СТС основано на том, что в цилиндр снаряда запрессовывается резиновый тампон большего диаметра, чем диаметр скважины, и на заданной глубине выталкивается силой пороховых газов. Расширяясь за счет упругих свойств резины, тампон перекрывает скважину. На установленный тампон при помощи желонки с башмаком специальной конструкции (цементоносителя с откидным дном) заливается порция цементной массы, создающая надежное закрепление моста.

При отсутствии СТС цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цемента через насосно-компрессорные трубы. После окончания опробования и исследования всех объектов до передачи в эксплуатацию скважины остаются на балансе бурового предприятия или ликвидируются в установленном порядке.

Размещено на Allbest.ru