Бурение скважин, конструкция, вскрытие продуктивных пластов

Тема 2 Бурение скважин, конструкция, вскрытие продуктивных пластов Конструкция скважины выбирается в зависимости от цели бурения и от литологофизических свойств разреза. Конструкция скважин выбирается исходя из пластовобарических условий вскрываемого разреза и в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности…». Согласно указанному документу конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, достижения запланированных скоростей проходки и выполнения всего объема намеченных промыслово-исследовательских исследований, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине. В конструкцию скважины входят обсадные трубы: направление, кондуктор, техническая или промежуточная колонна (колонны), эксплуатационная колонна, возможно дополнительное применение потайной колонны. Назначением направления является укрепление устья скважины от размыва его циркулирующей жидкостью. Котлован для установки направления бурят на глубину залегания первого устойчивого пласта, в котором нижний конец направления надёжно укрепляется с помощью бурового камня и цементного раствора. Глубина направления изменяется от 5 до 30 м, диаметр колонны 530 мм, высота подъема цемента до устья. Допускается бурение скважины без спуска направления. Кондуктор обеспечивает устойчивость стенок скважин для перекрытия интервала залегания неустойчивых многолетнемерзлых пород разреза отложений. Кондуктор диаметром 426 мм спускается на глубину 500 м и цементируется до устья прямым способом. Спуск в скважину технической (промежуточной колонны) проводят с целью изоляции водонасыщенных пластов. По выполненным расчётам пластовое давление в этих интервалах близко или равно гидростатическому. Первая промежуточная колонна диаметром 324 мм спускается на глубину 1300 - 1500 м. Колонна цементируется до устья. В зависимости от цели и глубины проводки скважины возможно проектирование второй промежуточной колонны, которая спускается до глубин с аномально высоким давлением. Расчётное пластовое давление в этом интервале разреза превышает гидростатическое на 2,0-5,0 %. Глубина спуска второй технической колонны уточняется по данным промежуточного каротажа и оперативного прогноза аномально высокого давления. Она может изменяться в широких приделах от 3000 до 3600 м. Диаметр второй технической колонны - 245 мм. Колонна цементируется до устья. Необходимость спуска технической колонны решается в следующих условиях: 1. Поглощение и уход промывочной жидкости в верхних интервалах скважины и значительные газонефтепроявления – в нижних. 2. Наличие обвальных зон, требующих применение химически обработанных и утяжелённых растворов. 3. Большая проектная глубина скважин и необходимость вскрыть неразведанный интервал значительной мощности. Эксплуатационная колонна спускается до проектной глубины (например 4000 м), перекрывая продуктивные пласты. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается таким, чтобы её минимальный внутренний диаметр был равен 100 мм. Например, диаметр эксплуатационной колонны может составлять 140 мм. Предполагаемые залежи пластов ачимовских отложений могут иметь коэффициент аномальности пластового давления до 1,45. Аномальность пластового давления в залежах отложений тюменской свиты может составлять 1,60-1,65. Расчёт градиентов давлений гидроразрыва производится по методике А.П. Сельваизука, А.П. Бондаренко, Н.Г. Ульянова, приведённая в «Регламенте по креплению газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на месторождениях севера Тюменской области». Эксплуатационная колонна цементируется до устья. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется по результатам промыслово-геофизических исследований геологической службой. Решение о необходимости спуска эксплуатационной колонны принимает Департамент по добыче газа, газового конденсата и нефти по результатам ГИС, исследования керна и испытания пластов в открытом стволе скважин. Пласты, содержащие нефть и газ должны скрываться на промывочной жидкости, исключающей возможность проникновения в пласт фильтрата бурового раствора и создающей минимальное противодавление на пласт. При не соблюдении этих условий может произойти значительное снижение продуктивности скважины, а в ряде случаев продуктивный пласт может быть пропущен. На практике нередки случаи, когда при вскрытии продуктивных пластов были интенсивные нефтегазопроявления, а в процессе испытания из скважины не удалось получить промышленных притоков. Зафиксированы случаи, когда при бурении скважин были выбросы нефти и газа, а при её испытании притока получить не удалось. Это явление наиболее характерно для коллекторов, имеющих низкие фильтрационно-емкостные свойства (пористость, проницаемость) и продуктивных пластов, залегающих на больших глубинах. Вредное влияние фильтрата промывочной жидкости на продуктивный пласт проявляется в следующем. Вода (фильтрат), проникая в пласт, удерживается в пористой среде капиллярными силами и для её вытеснения из поровых каналов необходимо создать значительный перепад давления. Но даже при этих условиях вода из поровых каналов вытесняется только частично. Это явление приводит к снижению проницаемости пласта в призабойной зоне и затрудняет продвижение нефти и газа к скважине. Ещё хуже влияет на коллекторские свойства пресная техническая вода. Она, проникая в пласт, не только удерживается в нём капиллярными силами, но и вызывает разбухание глинистых частиц, содержащихся в коллекторах, и тем самым приводит к снижению проницаемости пласта в призабойной зоне. Наиболее значительно разбухание глинистых частиц в полимиктовых коллекторах. Кроме того, вода, проникая в продуктивный пласт, может создать водонефтяную эмульсию. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата промывочной жидкости рекомендуются меры: снижение водоотдачи промывочной жидкости; добавление в промывочные жидкости поверхностно-активных веществ (ПАВ); применение бурового раствора на нефтяной основе. Водоотдача снижается путём химической обработки промывочной жидкости различными реагентами, которые в свою очередь позволяют снижать водоотдачу до 5 см3. ПАВ добавляют в промывочную жидкость в количестве до 1 % перед вскрытием продуктивного пласта, что позволяет сократить время освоения скважины и увеличить дебит на 10-15 %. В качестве ПАВ широко применяется сульфанол, СНС и ОП-10. Эффективным является метод вскрытия пласта на нефтяной основе (РНО). При этом устраняется возможность попадания воды в пласт. Также вскрытие производится на газообразных агентах, двух- , трёхфазовых пенах, при местной циркуляции. Благоприятные условия для вскрытия пластов создаются при равновесии между пластовым и гидростатическим давлением, что обеспечивает сохранность естественной проницаемости коллектора. Условия равновесия можно создать при применении вращающегося ротор-превентера и других технических средств, обеспечивающих надёжную герметизацию устья скважины и регулирование давления в ней до уровня пластового. Вредное влияние на продуктивность пласта оказывает проникновение в него цементного раствора во время цементирования эксплуатационной колонны. Цементный раствор проникает в поры и трещины, превращаюсь в цементный камень. Также нежелательно образования цементного кольца повышенной толщины (вследствие образования каверны) за колонной против продуктивного пласта, так как оно затрудняет перфорацию пласта при освоении скважины. Для уменьшения каверн при бурении скважины необходим высококачественный промывочный раствор с небольшой водоотдачей, а для уменьшения проникновения цемента в пласт рекомендуется не допускать при цементировании излишнего высокого давления. Наиболее эффективный метод предохранения пласта от влияния цемента – это применение соответствующей конструкции скважины, исключающей соприкосновение цементного раствора с продуктивным пластом. При различных геолого-экономических условиях могут быть рекомендованы следующие конструкции скважин (рис. 1). 1. Продуктивный пласт и породы над ним вскрывается долотом одного диаметра. В скважину до забоя спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Связь скважины с пластом восстанавливается перфорацией (рис. 1, а). 2. Продуктивный пласт и породы над ним вскрывается долотом одного диаметра. В скважину спускается эксплуатационная колонна с последующей манжетной заливкой цементом. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным дырам в колонне против продуктивного пласта (рис. 1, б). Кондуктор Обсадная колонна вода Дыры для цемента вода вода Чугунный клапан цемент Паккер Фильтр а б в Рисунок 1 - Типовые конструкции скважин Скважина бурится до продуктивного пласта. Затем спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктивного пласта производится после цементирования колонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавливается перфорированный хвостовик (рис. 1, в). 4. Как и в предыдущем случае, эксплуатационная колонна спускается и цементируется до вскрытия пласта. Пласт вскрывается долотом меньшего диаметра и эксплуатируется с открытым стволом. 3. Первый тип конструкции скважин применяется, когда физико-геологические условия продуктивного пласта позволяет вскрывать его промывочной жидкостью, на которой бурился весь ствол скважины и если цементирование эксплуатационной колонны не окажет на продуктивный пласт отрицательного влияния. Второй тип конструкции скважин применяется, если допустимо вскрывать пласт той же промывочной жидкостью, которой бурился весь ствол скважины, но цементирование колонны приводит к резкому снижению производительности скважины. Третий и четвёртый тип конструкции применяется при необходимости вскрытия продуктивного пласта на другой промывочной жидкости, чем та, на которой бурился весь ствол скважины. Если ствол скважины сложен неустойчивыми породами, спускается хвостовик (третий тип), при устойчивых породах скважина опробывается с открытым стволом (четвёртый тип) [7]. Между разными интервалами перфорации по технике безопасности должно быть 50 м, или использовать взрывной пакер, на кабеле спускают прибор, закупоривают колонну, цементируют и производят взрыв. В открытом стволе можно получать приток на трубах, но необходим расчёт времени, когда возможно получить приток без осложнения. Отбор проб газа, нефти и пластовой воды В процессе бурения скважин применяются испытатели пластов на трубах и на каротажном кабеле, все они основаны на вызове притока флюида из пласта при перепаде давления – депрессии. Испытатель пластов на трубах (ИПТ) Обычно применяется конструкция испытателя пластов на трубах КИИ-ГрозНИИ, спускаемого в скважину на бурильных трубах. В нижней части устанавливается опорный башмак (заглушка), на который опираются бурильные трубы. Между опорным башмаком (заглушкой) и фильтром, внутри которого помещён манометр, устанавливают бурильные трубы. Их длина подбирается так, чтобы фильтр после спуска испытателя пласта в скважину был размещён против продуктивного пласта. Над фильтром устанавливается пакер, состоящий из металлической основы и резинового элемента. Для надёжного разобщения испытываемого пласта пакер необходимо поместить против устойчивых пород. Выше пакера устанавливают ясс, нижний клапанный узел и специальный переводник с манометром. Ясс позволяет осуществлять расхаживание бурильной колонны для отрыва пакера от породы. Над переводником находятся бурильные трубы, верхний клапанный узел и второй специальный переводник с манометром. Вызов притока пластовой жидкости осуществляется следующем образом. При спуске бурильных труб при достижении заглушкой (опорного башмака) забоя скважины весом труб создают нагрузку на испытатель. Под действием нагрузки резиновый элемент пакера, сокращаясь по длине, увеличивается в диаметре, прижимаясь к стенкам скважины, и изолирует расположенный под пакером продуктивный пласт от остальной части скважины. В это время открывается впускной клапан нижнего клапанного узла, создаётся резкий перепад давлений в системе испытатель пластов – продуктивный пласт, при этом пластовая жидкость движется из пласта через фильтр, отверстие в пакере, нижний клапанный узел, специальный переводник в пустые бурильные трубы. Манометр в фильтре и специальном переводнике фиксирует снижение давления в момент открытия впускного клапана, а затем рост давления в процессе заполнения бурильных труб. Через некоторое время после открытия впускного клапана в нижнем клапанном узле открывается впускной клапан в верхнем клапанном узле, что приводит к восстановлению давления в испытателе до величины пластового давления. После открытия впускного клапана в верхнем клапанном узле жидкость начинает поступать в бурильные трубы, расположенные над испытателем пластов. Манометр в переводнике фиксирует давление при движении жидкости в бурильные трубы, расположенные выше него. После окончания испытания интервала исследования закрывают запорный клапан в верхнем клапанном узле путём вращения бурильной колонны. После этого приток жидкости из пласта прекращается. Затем производят натяжку бурильной колонны, в результате чего впускные клапаны закрываются, а уравнительный клапан, находящийся в нижнем клапанном узле, открывается. В результате чего давление над и под пакером выравнивается, и бурильная колонна с испытателем пластов и пластовой жидкостью поднимается из скважины. При разворачивании свечей отбираются пробы пластовой жидкости. Опробователь пластов на каротажном кабеле Опробователь пластов на каротажном кабеле предназначен для отбора герметизированных проб пластовой жидкости в необсаженных скважинах. Пласт вскрывается кумулятивным прострелом. Внутренний объём баллона 3,8 л. Максимальная рабочая температура 100о С. Ниже приводится краткая техническая характеристика опробователей на кабеле (ОПК). Техническая характеристика опробователей на кабеле Параметры Диаметр скважины, мм Диаметр опробователя, м Масса, кг Длина прибора Максимально допустимое давление, кг/см2 Тип прибора ОПК-4-5 120,6-127 70 55 ≈3000 ОПК-7-10 196,8-273 90 95 ≈3000 350 500 Методы опробования пластов испытателем на трубах и опробователем на кабеле дополняют друг друга [2]. Перфорация и опробование нефтегазоносных пластов Перфорация обсадной колонны производится для восстановления сообщения скважины с пластом после спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Во многих случаях не весь продуктивный пласт подвергается перфорации. Если песчаный пласт насыщен в верхней части нефтью, а в подошве водой и по данным ГИС установлено положение водонефтяного контакта (ВНК), то нижние дырам интервала перфорации во избежание быстрого обводнения скважины должна быть расположена на расстоянии не менее 4 м от ВНК, расстояние может быть меньше при наличие глинистого экрана. В карбонатных пластах нижние дыры перфорации располагаются от ВНК несколько выше, чем в терригенных пластах, на расстоянии 6 -10 м над ВНК. Это особенно необходимо учитывать для пластов с низкими коллекторскими свойствами, при освоении которых будут производиться солянокислотные обработки и гидроразрыв. Для пластов, насыщенных в верхней части газом, а в нижней – нефтью, перфорации подлежит нефтяная часть, причём верхняя дыра должна быть удалена от газонефтяного контакта на 6 -10, так как газ более подвижен, чем вода. Полностью насыщенные нефтью или газом пласты, имеющие значительную расчленённость, следует перфорировать на всю мощность. При наличии монолитного пласта с хорошими коллекторскими свойствами и водонапорным режимом следует перфорировать 1/3-2/3 верхней части пласта. Некоторые исследователи считают, что при неполной перфорации продуктивного пласта могут быть больше потери нефти, так как проницаемость перпендикулярно напластованию хуже, чем по напластованию. Это положение справедливо для пластов, обладающих значительной неоднородностью. При наличии газовой шапки для предупреждения быстрого прорыва газа в скважину рекомендуется верхние дыры перфорации располагать под плотными прослоями, установленными ниже ГНК. Прострел эксплуатационной колонны производится следующими видами перфорации: кумулятивными, пулевыми, торпедными, гидропескоструйными, механическими и гидромеханическими (сверлящие перфораторы). Кумулятивная перфорация значительно эффективнее вскрывает продуктивный пласт. В связи, с чем этот вид прострелов почти полностью заменил пулевую и торпедную перфорацию, при которых цементный камень сильно растрескивается. При пулевой перфорации приборы-перфораторы заряжаются пулями, которые выталкиваются силой сгорающего пороха. Пуля, пробив обсадную колонну, цементное кольцо, попадает в пласт на глубину 3-5 см, реже 10 см. Различают селективные и залповые перфораторы. В селективном - выстрелы производятся поочерёдно, по одному, в залповом пули выстреливают все вместе [2]. Торпедная перфорация – разновидность пулевой, только вместо пуль применяются специальные снаряды, которые, проникая в пласт, разрываются, образуя в породе дополнительные трещины. При пулевой и торпедной перфорации для предупреждения растрескивания цементного камня перфорацию проводят спустя 6-10 часов после цементирования, пока камень не приобрёл хрупкость. Беспулевая перфорация производится с помощью кумулятивных зарядов или струёй жидкости с песком (гидропескоструйная перфорация). При кумулятивной перфорации обсадная колонна и цементное кольцо пробивают направленной струёй газов или расплавленного металла, образующихся при взрыве специальных зарядов. Перфорационные системы на Российском рынке представлены перфораторами ПКС-80, ПКС-105 и другими с низкой пробивной способностью. Так глубина пробития перфоратора ПК-105С (масса одного заряда 22 г) компании «Перфотех» 655 мм, диаметр пробиваемого канала 10 мм, при максимально допустимой температуре 150 о С. У перфоратора компании «Dynamit Nobel» ТСР-4 RDX (масса одного заряда 32 г) глубина пробития 995 мм, диаметр пробиваемого канала 13 мм, при максимально допустимой температуре 260 о С. Перфораторы компании «Dynamit Nobel» глубокопроникающие с низким фугасным воздействием [8]. Гидропескоструйная перфорация зарекомендовала себя при простреле скважин с многоколонной конструкцией, а также при гидроразрыве пласта и кислотной обработке призабойной зоны. Гидропескоструйная перфорация основана на использовании кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора. При перфорации продуктивных пластов большое значение имеет плотность дыр на 1 м пласта. От этого во многом зависит продуктивность скважин. Плотность дыр принимается в зависимости от характера коллектора. Для хорошо проницаемых песчаных пластов при кумулятивной перфорации делают небольшое число дыр, обычно 4-6 дыр на 1 м интервала перфорации. При сравнительно неоднородных коллекторах, как песчаных, так и карбонатных, применяется перфорация с плотностью до 20 дыр на 1м. Неоднородные пласты с низкими коллекторскими свойствами, перфорируются с плотностью до 30-40 дыр на 1 м. Примерно такую же плотность дыр можно рекомендовать при пулевой перфорации. При торпедной перфорации рекомендуется 4-8 дыр на 1 м. После перфорации продуктивного пласта необходимо вызвать приток из пласта. Это достигается снижением давления в стволе скважины ниже пластового давления. Процесс этот получил наименование освоения скважины. Методика освоения скважины различна и зависит от физико-геологических свойств коллектора и характера насыщения Первой операцией в процессе освоения скважины является замена промывочной жидкости (глинистого раствора), на котором производилась перфорация скважины на воду. Перед промывкой скважины устанавливается фонтанная арматура, соответствующая ожидаемому пластовому давлению. Затем в скважину спускаются насосно-компрессорные трубы с таким расчётом, чтобы конец последней трубы был на уровне середины испытываемого пласта. На определённой расчётной глубине в колонне насосно-компрессорных труб устанавливается пусковой клапан, а выше его на равных расстояниях – две-три пусковые муфты. Пусковой клапан и пусковые муфты необходимы для освоения скважины с помощью компрессора. Последние трубы, расположенные против продуктивного пласта, должны быть перфорированы для облегчения поступления нефти и газа. Для эксплуатационных скважин, которые предполагаются эксплуатировать фонтаном, нижняя труба насосно-компрессорной колонны оборудуется воронкой для прохождения дебитомеров, расходомеров и влагомеров. При освоении высокопродуктивных пластов многие скважины в процессе промывки, то есть замены глинистого раствора на воду, или по её окончанию начинают проявлять себя нефтью и газом и затем переходить на фонтанирование. В большинстве случаев смена глинистого раствора на воду бывает, недостаточна для освоения скважины. Приток из таких пластов может быть получен путём снижения уровня жидкости в скважине. Снижение уровня производится компрессором или свабированием. Свабирование – это трудоёмкий метод, при его использовании происходит загрязнение глинистым раствором и нефтью территории, на которой расположена скважина. Большинство скважин осваиваются компрессором. При освоении скважины компрессором сжатый воздух попадает в затрубное пространство и затем поступает через рабочие муфты и пусковой клапан в насоснокомпрессорные тубы. Благодаря этому происходит разгазирование жидкости в трубах и выбрасывание её из скважины. В результате снижается давление на пласт, и нефть начинает поступать в скважину. При освоении скважины свабированием снижение столба жидкости в насоснокомпрессорных трубах происходит за счёт периодического спускания и подъёма на тартальном канате сваба (поршня). Во время спуска жидкость проходит через открытый клапан сваба. При подъёме клапан закрывается и весь столб жидкости над свабом выбрасывается из скважины. По окончании освоения скважины её испытывают с целью определения дебита, продуктивности, пластового давления и т. п. Для нефтяных скважин должны быть установлены: газовый фактор, процент обводнённости и давление насыщения. Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трёх различных режимах с замерами всех необходимых параметров. При испытании необходимо отбирать пробы газа, нефти и воды, как при атмосферных условиях, так и при пластовых. Пластовые пробы отбираются пробоотборником, спущенным в скважину через насоснокомпрессорные трубы до продуктивного пласта. При отборе глубиной пробы скважина должна работать на самом маленьком штуцере, чтобы забойное давление, при котором отобрана проба приближалось к пластовому и нефть по своим физическим свойствам соответствовала пластовой нефти. Не фонтанирующие скважины обычно исследуются методом прослеживания уровня. Большой эффект достигается при исследовании таких скважин после спуска электропогружных насосов. При освоении продуктивных пластов, сложенных карбонатными коллекторами, для увеличения продуктивности в процессе освоения скважины её обрабатывают соляной кислотой. При освоении терригенных коллекторов, для увеличения дебита рекомендуют гидроразрыв пласта [2]. Методы интенсификации притока Начиная с 1995 г. в России существенно увеличивается количество бездействующих скважин (коэффициент использования добывающего фонда в 1999 г. – 0,51). Этот процесс происходит на фоне старения и ухудшающего технического состояния скважин [8]. Многие добывающие скважины простаивают из-за нерентабельности добычи, высокой обводнённости продукции. Традиционные способы разработки сложнопостроенных объектов не позволяют существенно повлиять на состояние разработки, необходимо применение новых наукоёмких технологий и технических средств с целью увеличения добычи нефти [8]. Для получения промышленного притока газа, нефти применяются искусственные воздействия на испытываемые породы, которые можно подразделить на гидромеханический и физико-химический. Гидромеханические методы: щелевая разгрузка пласта, повторная перфорация, глубокопроникающая прострелочно-взрывная перфорация и реперфорация на спецрастворах, акустическое воздействие на призабойную зону (очистка порового пространства от загрязняющих осадков, образование микротрещен в породе), вибровоздействие на пласт, депрессионное – создание многократных депрессий (СВАБ) и импульсно-волновое воздействие, освоение скважины струйными насосами. Среди гидромеханических методов воздействия на пласт самым дешёвым и широко применяемым у нас в России является повторная перфорация. При щелевой разгрузки пласта прорезаются вертикальные щели. Другими методами воздействия на пласт является физико-химические методы. Так на месторождении Западной Сибири применялись физико-химические методы в опытнопромышленных испытаниях с апробацией различных рецептур и технологий. Но наиболее частое применение получил метод кислотной обработки, и в частности солянокислотная обработка. Эффективность применения солянокислотной обработки зависит от наличия карбонатного цемента в породе. Содержание кислоты в растворе устанавливается до 15 %. При незначительном содержании карбонатов в породе используют глинокислотную обработку – смесь соляной кислоты и втористоводородной кислоты. Щёлочно-кислотная обработка, спирто-кислотная обработка с применением метанола Гидровлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 г. В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применяться в 1954 и до 1957 г. носил экспериментальный характер. Плазменно-импульсная технология (ПИТ) воздействия на пластовую систему относится к физическим методам увеличения нефтеотдачи. Данная технология основана на электрическом разряде высоковольтного источника в жидкости скважинным генератором с широким спектром частот. После вторичного вскрытия и длительной эксплуатации перфорационные каналы, так же как и призабойная зона, подвержены кольматации твердой, жидкой, дисперсной, газообразной фазой. Радиус кольматации может достигать более 10 м. При инициировании плазменного импульса сила направленного воздействия (плазменная струя со скачком уплотнения) настолько велика, что вне зависимости от плотности перфорационных каналов, а также их диаметра, она во много раз превышает предел прочности кольматанта. Ударная волна при воздействии ПИТ по своей структуре, длительности и характеру существенно отличается от ударных волн, инициируемых традиционными методами. Образовавшаяся за несколько микросекунд, она декольматирует перфорационные каналы и, проникая в призабойную зону скважины, возмущает пластовую систему.