Освоение и испытание продуктивных горизонтов

Практическое занятие № 9

Конечной целью бурения нефтегазовых скважин является извлечение из вскрытого продуктивного пласта максимального объема нефти или газа. Между бурением и вводом скважины в эксплуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием вскрытие и заканчивание скважины:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины;

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация);

6) вызов притока нефти или газа из пласта

7) сдача скважины в эксплуатацию.

От правильного выполнения перечисленных работ зависят дебит скважины и ее рентабельность, а также продолжительность межремонтного периода при ее эксплуатации.

Бурение в продуктивном горизонте.

Под качеством технологии вскрытия пони­мают степень изменения гидропроводности продуктивных гори­зонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных является проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. В целях создания хороших условий для освоения и эксплуатации скважины при бурении продуктивных горизонтов необходимо обеспечить минимально возможное нарушение коллекторских свойств нефтеносных или газоносных пластов. Тогда из них во время эксплуатации можно будет получить максимально возможное количество нефти или газа.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта, почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на пласт можно путем применения следующих мероприятий.

1. При разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до минимально безопасного значения, т. е. до того значения, при котором не случится открытого фонтанирования.

2. Бурение в продуктивном пласте, исследование пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, что позволит сократить время, в течение которого промывочная жидкость контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.

3. При вскрытии продуктивного пласта следует применять, глинистый раствор, имеющий минимальную водоотдачу или промывочные жидкости на углеводородной основе.

4. На месторождениях с благоприятными геологическими условиями при бурении по продуктивному пласту рекомендуется применять продувку скважины воздухом или газом или технологию бурения с отрицательным перепадом давления (underbalanced drilling).

Исследование продуктивного горизонта.

Коллекторские свойства, условия залегания и эксплуатационные качества продуктивных горизонтов устанавливают после проведения комплекса исследовательских работ

Геологические и геофизические методы исследования продуктивных горизонтов не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснованного выбора интервалов, подлежащих опробованию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов.

Опробование пласта - комплекс работ, прово­димых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.

Испытание пласта - комплекс работ, обеспе­чивающий вызов притока в скважину, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.).

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

Применяются испытатели пластов различных конструкций. Все они основаны на вызове притока нефти из пласта под действием резкого перепада давления в системе пласт — бурильная колонна.

Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины:

· спускаемые в скважину на колонне бурильных труб;

· спускаемые в скважину на кабеле;

· спускаемые внутрь бу­рильной колонны.

Наибольшее распространение получили испы­татели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах — трубные пластоиспытатели.

Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возмож­но также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 1).

Рис. 1. Схема испытания пластов: а — испытание с опорой на забой; б — без опоры на забой; в — селектив­ное (раздельное) испытание с опорой на забой; г — селектив­ное (раздельное) испытание без опоры на забой; 1 — хвостовик-фильтр; 2 — пакер; 3 — испытатель пла­стов; 4 — колонна бурильных труб; 5— приспособление для опоры испытателя на стен­ки скважины

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием деп­рессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее — че­рез фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе плас­тов, записывает все происходя­щие в скважине изменения в дав­лении. Специальным пробоот­борником отбирают пробы по­ступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на по­верхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, ус­тановленный в специальном кар­мане пластоиспытателя, фикси­рует забойную температуру.

Выбор конструкции призабойной части скважины

Осуществляется до начала бурения скважины в зависимости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пласта водоносных горизонтов и ряда других факторов.

Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то ствол скважины целесообразно оставить открытым (рис. 2, а).

Рис. 2. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин:

а — в устойчивых породах; б — со спуском фильтра или хвостовика; в - с манжет­ной заливкой и фильтром в пласте; г, д — со сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов; 1 — обсадная колонна; 2 — пакер (манжета); 3 — фильтр; 4 — цементный камень; 5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктивный пласт; 7 — хвостовик

Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреждения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр. На рис. 2, б показано применение фильтра-хвостовика с сальниковым закреплением в нижней части эксплуатационной колонны. Иногда применяют другой вариант установки фильтра, показанный на рис. 2, в. В этом случае продуктивный пласт разбуривается долотом такого же диаметра, как и вышележащие горизонты, спускается эксплуатационная колонна с оборудованным внизу фильтром и цементируется манжетным методом выше кровли пласта.

Как в том, так и в другом случае возможно применение щелевидных (см. рис. 2, б, в), металло-керамических, песчано-пластмассовых или гравийных фильтров.

Описанные конструкции призабойной части скважины применяются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

Когда нефтеносные пески переслаиваются с глинами и водоносными горизонтами, а также когда в кровле и подошве продуктивного горизонта имеются водоносные пласты применяют другие конструкции.

Рис. 3. Конструкция призабойной части скважины: а — с зацементированной эксплуатационной колонной; б — с дополнительным фильтром-хвостовиком: 1 — нефтеносный пласт; 2 — газоносный пласт; 3 — водоносный пласт; 4 — эксплуатационная колонна; 5 — фильтр-хвостовик; 6 — пакер; 7 — перфорированные отверстия

Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно- или двухступенчатым способом. После твердения цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуатационной колонны с пластом (рис. 2, г, д и рис. 3, а). Иногда в целях предотвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр (рис. 3, б).

В некоторых случаях внутри одной скважины обнаруживается несколько продуктивных горизонтов. Многопластовое заканчивание скважины позволяет одновременно проводить добычу из двух или более горизонтов. Это может быть необходимо для регулирования работы систем коллектор — пласт с высоким давлением и коллектор—пласт с низким давлением. Наиболее распространенным является заканчивание в двух горизонтах (рис. 4).

Рис. 4 Многопластовое заканчивание скважин (Источник – материалы ENSPM)
Заканчивание без НКТ	Заканчивание НКТ - затрубное пространство	Параллельное заканчивание двумя колоннами НКТ

Оборудование устья скважины.

После определения высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной осуществляют подвеску обсадных колонн на устье и обвязку их между собой колонной головкой, герметизирующей затрубное пространство (Рис. 5.).

Рис. 5. Схема обвязки устья одноколонной скважины. 1 – пьедестал 2 – фланец 3 – кондуктор 4 – контрольный отвод 5 - вентиль

Контрольный отвод 4 с вентилем 5 служит для отвода газа из затрубного пространства.

Сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация).

При применении конструкции призабойной части скважины с зацементированной эксплуатационной колонной сообщение эксплуатационной колонны с пластом осуществляют после прострела отверстий в колонне, окружающем ее цементном кольце и в породе пласта при помощи специальных аппаратов — перфораторов.

Существует несколько типов перфораторов: пулевые, торпедные, кумулятивные и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор — это многоствольное «огнестрельное оружие», сконструированное для опускания в скважину. Перфоратор располагают на заданной глубине и приводят в действие электрическим выключателем с пульта управления на поверхности. Перфорация, т.е. проникновение сквозь трубу, цемент в пласт горной породы, осуществляется на большой скорости пулями калибром 11-13 мм.

Для прострела обсадных труб, цементного кольца и пла­ста, сложенного устойчивыми породами, в нагнетательных скважинах применяют торпедные перфораторы, выстрел из которых производится разрывными снарядами диаметром 22 — 32 мм. После выстрела снаряд проходит в породу на глубину 200 — 250 мм и там разрывается. В результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.

Основной недостаток пулевой и торпедной перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескаться.

Наиболее распространены кумулятивные перфораторы, позволяющие пробивать отверстия кумулятивной струей в стальных обсадных трубах, цементном камне и создавать глубокие каналы в прилегающей к призабойной зоне породе (рис. 6).

а	б
в	Рис. 6. (источник: материалы Eni и SAIT) а – кумулятивный перфоратор б – схема перфорации эксплуатационной колонны в - действие кумулятивной струи на преграду: 1 — кумулятивная струя; 2 — преграда

В последнее время начали широко применять новый метод— гидропескоструйную перфорацию. При этом методе через насосно-компрессорные трубы, спущенные в эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетают жидкость с песком. На конце труб устанавливается струйный аппарат, из сопел которого с большой скоростью выбрасывается жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы. При гидропескоструйной перфорации обсадная колонна и цементное кольцо не трескаются. Этот метод также позволяет регулировать глубину и диаметр получаемых отверстий.

Вызов притока нефти или газа из пласта.

После завершения работ по перфорации приступают к вызову притока нефти из пласта.

Сущность всех методов вызова притока сводится к мероприятиям, в результате которых гидростатическое давление в скважине становится меньше пластового. Этого добиваются либо снижением плотности жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, либо понижением уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые остаются в ней и при эксплуатации скважины. В пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет в фонтанные трубы тяжелый глинистый раствор. По мере вытеснения раствора гидростатическое давление на продуктивный пласт постепенно снижается. При большом пластовом давлении скважина начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.

Если замена глинистого раствора водой не дает эффекта, то воду заменяют нефтью. В случае, когда и это мероприятие не помогает, в затрубное пространство одновременно нагнетают нефть (или воду) и газ (или воздух). В процессе прокачивания смеси постепенно увеличивают количество нагнетаемого газа (воздуха), после чего полностью переходят на нагнетание газа (воздуха). Таким образом осуществляют плавное (это главное преимущество данного способа) снижение давления на забой, что способствует постепенному увеличению притока нефти из пласта в скважину.

Когда продуктивные пласты сложены устойчивыми породами, возможно применить компрессорный метод освоения скважины, при котором в межтрубное пространство нагнетают газ (или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы (рис. 7). При этом методе происходит резкое падение давления в скважине, однако для устойчивых пород продуктивного горизонта это неопасно.

Вызов притока нефти путем снижения уровня промывочной жидкости в эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым давлением. При этом методе в фонтанные трубы на канате спускают поршень (сваб) с длинным патрубком над ним. В верхней части патрубок имеет прямой клапан. При движении поршня вниз жидкость заходит в патрубок, приподнимает клапан и перетекает в фонтанные трубы. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость вытесняется из фонтанных труб. Многократный спуск и подъем, поршня приводит к снижению уровня жидкости в эксплуатационной колонне и, следовательно, к уменьшению давления на продуктивный пласт.

Рис. 7. Схема испытания (освоения) скважины: 1 - опробуемый пласт; 2 - фильтр; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - отверстия для аэрации; 5- эксплуатационная колонна; 6 - устьевая арматура; 7 - трап для разделения жидкости и газа (сепаратор).

После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.