Заканчивание скважин

Лекция 13

Тема: Заканчивание скважин.

План: 1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

           2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов.

           3. Технология опробования перспективных горизонтов.

1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

Конечная цель строительства скважины на нефть или газ (поисковой, разведочной или эксплуатацион­ной) — достижение нефтегазовой залежи в недрах земли, вскрытие ее и получение притока (кратковременного или длительного) пластового флюида. Все работы на этом завер­шающем этапе объединяются под единым термином "заканчивание скважин".

С точки зрения реализации конечных целей скважина на нефть и газ представляет собой сложное гидротехническое сооружение, предназначенное для создания надежной гидро­динамической связи с продуктивны мм пластом (дренирование его) и отбора пластового флюида. Надежность скважины как гидротехнического сооружения зависит от качества вскрытия продуктивного горизонта, правильности разработки конст­рукции скважины для интервала продуктивного горизонта и качества изоляции этого интервала. Заканчивание скважи­ны — наиболее ответственный этап ее строительства, от ка­чества выполнения которого зависят результаты исследова­ния продуктивного пласта и последующая производитель­ность скважины.

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: вскрытие продуктивного горизонта, конструк­тивное оформление ствола скважины в интервале продуктив­ного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с во­доносными и проницаемыми пластами, создание гидродина­мической связи продуктивного горизонта со скважиной,  исследование   продуктивных  пластов,   освоение   продуктивных пластов с промышленными запасами.

Рекомендуемые материалы

Вскрытие продуктивного пласта (разведуемого или эксплу­атационного объекта) — это процесс заглубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику. Она состоит в том, что при вскры­тии большое значение приобретают физико-химические про­цессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта. Приза-бойной зоной пласта называется некоторый его объем, рас­пространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, наруша­ющих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы — коллектора и содержащейся в нем подвижной (жидкой или газообразной) фазы.

Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, что­бы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы — коллектора и пра­вильно задать величину заглубления в пласт. Ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близо­сти подошвенных вод и т.п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, ко­торая гарантировала бы длительную безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти или газа в скважину.

В благоприятных условиях рекомендуется вскрывать про­дуктивный пласт на полную его мощность. В этом случае приток пластового флюида в ствол скважины происходит по радиальному направлению, и скважина является гидродинамически совершенной. Если скважина вскрывает пласт не на всю мощность, то по степени вскрытия она гидродинамически несовершенна. Скважина может быть несовершенной и по характеру вскрытия пласта, когда приток пластового флюида концентрируется по немногочисленным отверстиям в обсадной колонне.

Качество вскрытия продуктивного пласта оценивается по нескольким показателям Основные из них следующие:

степень нарушения первоначального состояния горной породы — коллектора; в конечном итоге она может быть охарактеризована показателем относительной производи­тельности

где q_ф— фактический дебит скважины, м /сут; q_т — теоре­тический дебит скважины из коллектора в первоначальном состоянии, м³/сут;

степень использования вскрытой стволом скважины мощ­ности пласта; показателем является коэффициент использо­вания вскрытой мощности продуктивного пласта

где m_p и m_n —  работающая и вскрытая мощности пласта;

надежность изоляции интервала продуктивного пласта и разобщения пластов по стволу скважины; косвенный показа­тель надежности изоляции — отсутствие межколонных про­явлений, заколонных перетоков и т.п.;

объем и достоверность первичных данных, получаемых при вскрытии продуктивного пласта и его последующем ис­следовании.

В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породы-коллектора, ее устойчивости в стен­ках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т.п. вскрывать его можно по различным принципи­альным схемам.

По одной из распространенных схем вскрытия продук­тивный пласт перекрывают обсадной колонной и затем про­водят работы по восстановлению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Для этого в заранее на­меченном интервале против продуктивного пласта обсадную колонну перфорируют, т.е. в обсадных трубах и цементном кольце за ними тем или иным способом пробивают отвер­стия, создавая каналы, которые позволяют пластовому флюи­ду поступать в скважину.

Имеется несколько способов перфорации обсадной ко­лонны: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная.

После вскрытия продуктивного пласта и проведения работ по изоляции его от смежных интервалов приступают к его исследованию. Исследования в нефтяных и газовых скважи­нах проводят с целью выявления перспективных нефтегазо­носных пластов и определения их основных характеристик. По цели и объему получаемой информации исследования продуктивного пласта в скважине принято подразделять на испытание и опробование. Под испытанием понимается ком­плекс исследовательских работ в скважине, которые прово­дят для выявления газонефтенасыщения пласта, получения пробы  пластового  флюида,  измерения  пластового  давления,

определения основных гидродинамических параметров пласта и получения исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств исследуемого объекта.

Опробование — это комплекс исследовательских работ в скважине, проводимых дя отбора пробы пластового флюида и ориентировочного определения дебита.

Скважина, оборудованная в зоне продуктивного пласта в соответствии с требованиями его эксплуатации и показавшая положительные результаты при испытании, лежит освоению. Под освоением скважины понимается комплекс работ по вы­зову длительного притока пластового флюида в скважину вплоть до установившегося промышленного режима работы на оптимальном уровне. Освоение скважины проводят для подготовки ее к сдаче в эксплуатацию или к консервации на некоторый период. На этапе освоения для повышения пока­зателей работы пласта и обеспечения промышленного притока применяют (порознь или в комбинации) различные методы воздействия на пласт: физические, механические, химические.

Вызов притока пластового флюида в скважину достигается снижением гидростатического давления столба жидкости в скважине и созданием депрессии, при которой противодавле­ние в скважине становится ниже пластового давления. При­ток пластового флюида в скважину происходит под воздейст­вием энергии пласта.

Вызов притока из продуктивных пластов с высоким плас­товым давлением легко достигается в результате замещения бурового раствора в скважине жидкостью с меньшей плотно­стью, чаще всего водой или нефтью. Для замещения бурового раствора в скважине с оборудованным фонтанной арматурой устьем спускают колонну насосно-компрессорных труб; нижний ее конец должен располагаться у кровли продуктив­ного пласта. Замещающая жидкость (вода, нефть) подается буровым насосом в межтрубное пространство, а буровой раствор вытесняется по колонне насосно-компрессорных труб.

Как только депрессия на пласт вызовет его проявление, начнется приток в скважину с быстро нарастающей интен­сивностью. В этот начальный момент необходимо принять меры по ограничению притока, чтобы стремительное движе­ние пластовой жидкости в коллекторе низкой механической прочности не вызвало его разрушения и выноса значительно­го количества твердых частиц в ствол скважины. Накопление твердых частиц в скважине может привести к образованию пробок и прихвату насосно-компрессорных труб.

Весьма распространен вызов притока с помощью ком­прессора. В этом случае плотность бурового раствора снижа­ют закачкой в него воздуха или газа. Иногда вначале в сква­жину подают аэрированную воду и затем переходят к закач­ке воздуха или газа.

В поисковых скважинах приток пластового флюида чаще вызывают снижением уровня бурового раствора в скважине. Откачивать буровой раствор из скважины можно эрлифтом, погружным насосом, с помощью желонки на канате (тарта­ние) или сваба (своеобразного поршня), спускаемого в ко­лонну насосно-комирессорных труб на канате (свабирова-ние). Продолжительность откачки до возбуждения притока из пласта зависит от состояния пласта, его свойств и в неко­торых случаях может затягиваться на длительный срок.

Скважина, давшая стабильный промышленный приток, подлежит передаче в эксплуатацию. В условиях поисково-раз­ведочного бурения, когда еще отсутствует система хранения и транспорта нефти и газа, скважины с промышленным при­током консервируют заливкой глинистым раствором повы­шенной вязкости до ввода в эксплуатацию после обустройст­ва нефтегазодобывающего предприятия.

2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х

Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна преследовать одну из наиболее важных целей — устранение (по возможности более полное) факторов, вызывающих существенное ухудше­ние проницаемости породы-коллектора против первоначаль­ной в естественном залегании.

Существует три варианта крепления скважины в интервале продуктивного объекта (рис. 11.2). При выборе наиболее ра­ционального варианта учитываются особенности строения продуктивной зоны, тип колектора и его классификацион­ная принадлежность, физико-геологические особенности про­дуктивного пласта (прежде всего, его эффективная пористость и проницаемость), ожидаемое пластовое давление, опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах и т.п.

Рис. 11.2. Типовые конст­рукции скважин в ин­тервале продуктивного горизонта

По первому варианту (рис. 11.2, а, б) ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее це­ментированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчиво­сти стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта или не закрепляют (см. рис. 11.2, а), или закрепляют потайной колонной в виде перфори­рованных трубы или фильтров (см. рис. 11.2, б). Первый ва­риант обладает рядом преимуществ, которые позволяют его рекомендовать для использования в продуктивных пластах с низкой пористостью и проницаемостью и при низком и среднем пластовом давлении. В плотных устойчивых породах в интервале продуктивного пласта ствол скважины может не закрепляться обсадной колонной, т.е. может оставаться от­крытым.

К недостаткам первого варианта можно отнести непригод­ность для использования в залежах с много пластовым строе­нием; некоторая ограниченность протяженности вскрываемо­го интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра (10—12 м); затрудненность борьбы с по­дошвенной водой, поэтому необходимы достаточно точные сведения о строении пласта и близости подошвенных вод.

Поэтому область применения первого варианта ограничи­вается однопластовой залежью в интервалах, где водонефтяной контакт находится значительно ниже забоя скважины. В случае, если в залежи имеется газовая шапка над нефтью или водоносный пласт в кровле продуктивного, то башмак про­межуточной колонны может быть несколько заглублен в продуктивный пласт.

Второй вариант (рис. 11.2, в) предусматривает вскрытие продуктивного пласта сразу после прохождения кровли и спуск эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром в интервале продуктивного пласта. Обсадную колонну цементи­руют выше кровли по методу манжетной заливки.

При этом несколько улучшаются условия вскрытия про­дуктивного пласта по сравнению с первым, так как второй вариант не позволяет применять специальные способы буре­ния в продуктивном пласте и подбирать свойства бурового раствора, исходя только из характеристик и свойств продук­тивного пласта. Таким образом, второй вариант может быть успешно   применен   при   вскрытии однопластовой залежи с хорошо известными геолого-литологическими условиями и при отсутствии подошвенных вод.

По третьему варианту (рис. 11.2, г) продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощ­ность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементи­руют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране.

Основные недостатки третьего варианта состоят в следую­щем:

1) при разбуривании много пластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию бурового раствора который может проникнуть в них на значительную глубину и образо­вать мощную ПЗП;

2) при цементировании эксплуатационной колонны про­дуктивные пласты оказываются в непосредственном контакте с тампонажным раствором, который может существенно повлиять на проницаемость коллектора в приствольной его части;

3) перфорация обсадной колонны в скважинных условиях, как правило, не позволяет достичь равномерного распределе­ния отверстий в колонне на протяжении всего выбранного интервала, что оказывает существенное влияние на дрениро­вание продуктивного пласта К тому же на эффективность перфорации влияет неравномерное распределение цементного камня за колонной. На участках, где толщина цементного камня значительна, перфорационные каналы могут не до­стичь коллектора, и тогда они не будут участвовать в поступ­лении пластового флюида в скважину.

В целом применение третьего варианта требует значитель­ной пластовой энергии. Он может быть рекомендован для вскрытия много пластовых залежей с высоким пластовым давлением, с близким расположением пластовых вод и позво­ляет разрабатывать пласты много пластовой залежи последо­вательно снизу вверх.

Если такие вопросы, как разобщение продуктивных и во­доносных горизонтов, изоляция подошвенных вод, обеспече­ние наилучших условий дренирования продуктивного пласта, обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта, защита его от вредного вли­яния тампонажного раствора, решаются выбором   соответствующего варианта конструкции скважины в интервале про­дуктивного горизонта, то реализация требования сохранения естественных колгекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия обеспечивается в первую очередь пра­вильным выбором технологии бурения.

Как было показано выше, на ухудшение проницаемости продуктивного пласта в ПЗП решающее влияние оказывают следующие факторы: состав и количество фильтрата, прони­кающего через стенки ствола скважины в продуктивный пласт; состав и реологические свойства бурового раствора, попадающего в продуктивный пласт по трещинам и крупным каналам; дифференциальное давление (статическое и динами­ческое), как фактор, определяющий интенсивность фильтра­ции через стенки ствола скважины.

Состав фильтрата, поступающего в продуктивный пласт, определяется дисперсионной средой бурового раствора. Из бурового раствора на водной основе и нефтеэмульсионного раствора фильтруется вода.

Инвертно-эмульсионные растворы и буровые растворы на нефтяной основе в продуктивный пласт выделяют нефть (или нефтепродукт основы), которая не изменяет его проницаемо­сти и в нефтяном пласте не образует эмульсий, а глинистая корка на стенках ствола скважины легко размывается плас­товой нефтью при ее отборе и не препятствует ее поступле­нию в ствол.

В начальный момент вскрытия до образования корки в продуктивный пласт проникает не только фильтрат, но и глинистый раствор, вносящий в ПЗП тонкодисперсную глину и частицы шлама.

Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в интервале про­дуктивного горизонта. Различают статическую и динамичес­кую репрессии на пласт.

Статическая репрессия может быть вычислена по формуле

                                                                 (11.8)

где Н_пл— глубина залегания кровли пласта, м.

Существенного повышения качества вскрытия продуктив­ного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт (технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при буре­нии депрессия достигала 3,5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Ударно-канатный способ применяли для вскрытия продуктивного горизонта на глубинах около 3000 м.

3. Технология опробования перспективных горизонтов.

Нефть или газ добывают из залежи. Так как подавляющее большинство известных месторождений нефти и газа приурочено к породам осадочного комплекса, то наи­более распространенной формой залежи является продуктив­ный пласт. Продуктивным называется пласт, из которого при существующих методах экономически целесообразно до­бывать нефть (газ) в промышленных масштабах. Порода, слагающая продуктивный пласт и насыщенная нефтью (га­зом), называется коллектором.

Для того чтобы вмещать нефть (газ) и выделять их в до­статочных количествах в скважину, вскрывшую нефтегазо­вую залежь, порода-коллектор должна обладать определенны­ми свойствами. Наиболее важными ее характеристиками яв­ляются пористость (трещиноватость) и проницаемость.

Пористость, как и трещиноватость, — текстурный при­знак горной породы. Под пористостью следует понимать парагенетические нарушения сплошности минерального карка­са горной породы, выражающиеся в наличии множественных зазоров между минеральными зернами или их агрегатами.

По систематизации, предложенной И.М. Губкиным, в за­висимости от размеров поры подразделяются на сверхкапил­лярные (диаметр более 0,5 мм), капиллярные (диаметр от 0,5 мм до 2 мкм) и субкапиллярные (диаметр менее 2 мкм). Со­вокупность пор образует норовое пространство, форма ко­торого зависит от формы и размера отдельных пор и их взаимосвязи. Пористость определяет свободную емкость гор­ной породы и ее способность вмещать жидкие и газообраз­ные агенты. Коллекторские свойства горной породы зависят от структуры норового пространства.

Принято различать три вида пористости: абсолютную, или физическую; эффективную и   динамическую.

Под абсолютной пористостью понимают суммарный объ­ем всех пустот (пор) в горной породе. Эффективная порис­тость включает объем только тех пор, которые сообщаются между собой и в связи с этим могут служить норовыми кана­лами для перетока (фильтрации) жидкости или газа. Динами­ческая пористость — характеристика нефтесодержащей по­роды, она оценивается по объему свободной жидкости в по­рах, способной к замещению.

Количественной характеристикой абсолютной и эффек­тивной пористости являются коэффициенты пористости. Ко­эффициенты абсолютной пористости выражают отношение (в %) суммарного объема пор к объему породы:

.        

Коэффициент эффективной пористости равен отношению (в %) эффективного объема пор к объему породы:

Значение коэффициента абсолютной пористости продук­тивных пластов колеблется в весьма широких пределах (от 5 до 40 %). Теоретическая абсолютная пористость имитирован­ного грунта, сложенного из шаров одинакового диаметра, может достигать 47,6 %. Эффективная пористость всегда ни­же абсолютной.

Под трещиноватостью горной породы следует понимать интенсивность развития трещин  в  массиве  (или  выделенном

объеме) горной породы. Трещиной называется плоский раз­рыв сплошности среды. Количественную оценку трещиноватости горной породы можно проводить по отношению одно­го из показателей трещин (количество, их длина и т.п.) к единице длины, площади или объема горной породы. При определении пористости горной породы трещиноватость может учитываться единым показателем — коэффициентом по­ристости.

Проницаемость горной породы — это физическое ее свойство, выражающееся в способности пропускать под дей­ствием перепада давления жидкость или газ без нарушения минерального каркаса. С проницаемостью горной породы связано явление фильтрации, т.е. перемещение жидкости или газа в пористой среде по поровым каналам, образованным сообщающимися между собой порами или трещинами. При­нято различать проницаемость абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость — это физичес­кое свойство экстрагированной и высушенной породы, вы­ражающееся в способности пропускать газ. Эффективная (фазовая) проницаемость — это способность пористой среды пропускать через себя одну из фаз (жидкость, газ) при мно­гофазном заполнении. Относительная проницаемость опреде­ляется как отношение эффективной проницаемости для неф­ти, воды или газа к абсолютной.

Количественно проницаемость оценивается коэффициен­том проницаемости к_п_, который в формуле Дарси выражает характер зависимости скорости фильтрации от градиента перепада давления:

где 𝛍 — вязкость фильтрующегося флюида.

Коэффициент проницаемости имеет размерность площа­ди (м²).

Проницаемость горной породы зависит как от размеров пор, так и от состава и свойств фильтрующихся сред, кото­рые определяют характер и интенсивность их взаимодейст­вия с породой. По каналам, образованным с верх капиллярны­ми порами, жидкость может свободно перемещаться. Движе­ние жидкости и газа по капиллярным каналам в значитель­ной степени подвержено действию поверхностных сил на контакте жидкость — порода. В породах с субкапиллярными порами сказывается определяющее влияние молекулярных сил и жидкость остается неподвижной. В связи с этим осадочные породы делятся на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые. Проницаемые породы имеют эффективную пористость выше 20 % и коэффициент прони­цаемости от сотых долей до нескольких квадратных микро­метров. В полупроницаемых породах большая часть пор име­ет субкапиллярные размеры. Коэффициент проницаемости для них находится в пределах (0,1 — 10)10³ мкм². Практически непроницаемые породы имеют субкапиллярную и закрытую пористость и проницаемость ниже 0,1 • 10³ мкм".

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, поро­да-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспе­чивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержа­ние полезного ископаемого [нефти или газа) зависит от мно­гих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефте-газоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. Считается, что эффективная пористость по­роды-коллектора промышленного пласта должна быть выше 5 %, а проницаемость — не ниже 1 * 10'³ мкм². По величине эффективной пористости породы могут быть подразделены (по И.О. Броду) на коллекторы: большой емкости (эффектив­ная пористость выше 15 %), средней емкости (эффективная пористость от 5 до 15 %), малой емкости (эффективная пори­стость ниже 5 %). Проницаемость средних пород-корллекторов находится в пределах от 5*10³ до 1 мкм".

Контрольные вопросы:

1.Что такое заканчивание скважин?

2. Что такое пористость?

3. Сколько существует схем вскрытия продуктивных пластов?

Литература

!. Ангелопуло О.К., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий,— М.: Недра 1988.

2.  Аскеров Л1.Л1.,  Сулейманов А.Б. Ремонт  скважин:  Справ, пособие.   — М: Недра 1993.

3.  Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М.: Недра. 1988.

Информация в лекции "6. Инфразвук" поможет Вам.

4.  Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М.: Недра. 1981

5.  Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд.. пере раб. и доп. — М: Недра 1993—1995. — Т. 1—3.

6.  Булатов А.И. Формирование и  работа  цементного камня в скважи­не. - М: Недра. 1990.

7.  Варламов П.С Испытатели  пластов  многоциклового  действия. —  М.: Недра. 19В2.

8.   Геолого-технологические   исследованин  в   процессе   бурения. РД   39-0147716-102-В?. - Уфа: ВНИИпромгеофизика. 1997.

9.  Геолого-технологические исследования скважин  / ЛМ. Чекалик, АС. Моисеенко. А.Ф. Шакиров и др. — М.: Недра 1993.