Отчет по практике на Усинсоком месторождении

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2   ПОДГОТОВКА СКВАЖИН  К ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

2.1  Условия первичного  вскрытия продуктивных пластов

 

Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования, положения газо-, водонефтяного контакта, глубины залегания пласта и др. факторов могут быть различными. При этом должны быть выполнены следующие требования:

1) предотвращение открытого  фонтанирования;

2) сохранение природных  фильтрационных свойств пород  призабойной зоны;

3) обеспечение длительной  безводной эксплуатации скважин.

Поэтому при вскрытии пласта бурением большое значение имеет качество промывочного раствора. Практика показала, что при использовании буровых растворов на водной основе в пласт проникают фильтрат и твердая фаза, что приводит к ухудшению коллекторных свойств пласта.

При проникновении воды из бурового раствора в нефтяной пласт глинистые частицы набухают, образуется водонефтяная эмульсия. Вода удерживается в пористой среде и затрудняет продвижение нефти к забою скважины. При взаимодействии эмульсии с пластовой водой в порах пласта образуются осадки. Все это снижает проницаемость призабойной зоны.

Для устранения отрицательного влияния фильтрата промывочного раствора на проницаемость призабойной зоны пласта принимают следующие меры: к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещества, применяют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты.

Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие набухающие глинистые частицы, вскрывают утяжеленным раствором на нефтяной основе. Если породы высокопроницаемые, трещиноватые, не содержат набухающих глинистых частиц, применяют утяжелённый глинистый раствор с добавками ПАВ.

При вскрытии пласта продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, применяют хлоркальциевые или меловые растворы с добавкой ПАВ. Если породы слабопроницаемые и содержат набухающие глинистые частицы, применяют растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены.

Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на структуре по отношению к водо-, газонефтяному контакту. Если в подошве пласта не содержится воды, целесообразно вскрывать пласт не только на всю мощь, но и углублять несколько ниже продуктивного горизонта с целью получения зумпфа.

Реализуемые на практике технологии бурения и подготовки скважин к эксплуатации часто приводят к существенному снижению проницаемости породы в призабойной зоне.

Традиционная технология бурения продуктивной толщи заключается в том, что первичное вскрытие пласта ведётся на репрессии с использованием для промывки скважины бурового раствора на водной основе.

Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, введенными в действие 01.12.2000 г., установлено, что плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчёта создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (внутрипоровое) давление на величину:

− от 10 до 15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

− от 5 до 10 % для скважин глубиной до 2500 м, но не более 2,5 МПа;

− от 4 до  7 % для скважин глубиной более 2500 м, но не более 3,5 МПа.

В действительности репрессии на продуктивные пласты оказываются существенно большими из-за дополнительных давлений от динамических процессов, возникающих при движении бурового раствора или бурового инструмента в стволе скважины.

Возникающий на забое скважины избыток давления приводит к дополнительной фильтрации бурового раствора в пласт. Время и величина репрессивного воздействия на пласт зависят от технологии вхождения в продуктивную толщу, от свойств бурового раствора и других факторов. Чаще продуктивный пласт разбуривают и обсаживают колонной, не перекрывая предварительно вышележащие породы. Реже вскрывают пласт бурением одного или нескольких стволов, предварительно спустив до кровли пласта обсадную колонну. В последнем случае негативное воздействие на пласт обычно бывает меньше.

Для уменьшения фильтрации и загрязняющего воздействия раствора на пласты бурение следует вести на равновесии, используя для этого нефтяные эмульсии или суспензии, газированные жидкости или пены, а также переходить на продувку скважины газообразными агентами.

 

2.2 Условия, техника и технология вторичного вскрытия  продуктивных  пластов

 

На эффективность освоения скважин большое влияние оказывает технология перфорации скважин. Более 90 % эксплуатационных скважин имеют перфорированный забой. Для вторичного сообщения пласта со стволом скважины после спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны применялись или применяются следующие виды перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, гидропескоструйная, сверлящая. Первые три вида часто называют стреляющей перфорацией.

Перед перфорацией ствол скважины заполняется промывочным раствором соответствующей плотности, а на устье скважины устанавливаются крестовик и специальная перфорационная задвижка высокого давления.

В 40-х и 50-х гг. прошлого столетия для перфорации скважин применялись, в основном, пулевые перфораторы, причём с горизонтально расположенными стволами. По мере распространения кумулятивных перфораторов (конец 50-х – начало 60-х гг.) пулевые перфораторы с горизонтальным расположением стволов, не выдерживая конкуренции, практически перестали применяться. В последние два десятилетия из пулевых в ограниченном объеме применяются перфораторы с вертикально-криволинейными стволами. Эти перфораторы имеют сравнительно высокую пробивную способность, но за один спуск позволяют получать небольшую плотность перфорации.

Торпедные перфораторы, в которых вместо пуль используются снаряды замедленного действия, в настоящее время для вскрытия пластов не применяются из-за низкой пробивной способности и низкой производительности работы с ними.

Гидропескоструйная и сверлящая перфорации не оказывают взрывного воздействия на обсадную колонну, цементное кольцо и породу пласта. Однако, промысловый опыт показал,  что с точки зрения пробивной способности гидропескоструйная перфорация в скважинных условиях не дает существенных преимуществ по отношению к кумулятивной перфорации. Более того, ее осуществление требует много единиц мощной техники (насосные и пескосмесительные агрегаты, автоцистерны и т. п.), персонала, а также больших затрат рабочих агентов и времени. По этим причинам широкого распространения этот вид перфорации не нашел. Сверлящая перфорация также имеет очень ограниченное применение из-за сложности собственно процесса сверления, низкой производительности, низкой надёжности.

В последние десятилетия основной объем перфорации выполняется кумулятивными перфораторами. Традиционной технологией кумулятивной перфорации является перфорация на репрессии, когда бескорпусные или корпусные кумулятивные перфораторы спускаются в заполненную каким-либо раствором скважину на кабеле. В качестве задавочного применяют либо тот же буровой раствор, на котором продуктивный пласт разбуривался, либо раствор, специально приготовленный для перфорации.

Если кумулятивный перфоратор спускается в скважину на НКТ или внутри них, то процесс перфорации можно осуществлять на депрессии. Это более рациональная технология перфорации, но она занимает в общем объёме применения кумулятивной перфорации, примерно, только десятую часть. При кумулятивной перфорации, проводимой на репрессии, на стенках перфорационных каналов и в породе продуктивного пласта могут происходить различные явления, снижающие как пропускную способность перфорационных каналов, так и проницаемость породы пласта. Рассмотрим механизм некоторых явлений.

Сущность эффекта кумуляции состоит в том, что при наличии выемки в заряде газообразные продукты детонации активной части взрывчатого вещества основного заряда двигаются к оси заряда и концентрируются в высокоскоростной поток, называемый кумулятивной струёй. Скорость движения головной части кумулятивной струи может превышать 8000 м/с. Если выемка  в заряде облицована тонким слоем металла, то  вдоль  его оси образуется кумулятивная струя, которая будет состоять не только из газообразных продуктов, но и из размягченного металла. В кумулятивную струю переходит примерно 10 % массы облицовки, а остальная ее часть формируется в виде стержня сигарообразной формы, называемый пестом. Скорость движения песта составляет примерно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. В среднем закупоривание пестом случается в каждом седьмом перфорационном канале. Такой канал уже не является гидродинамически эффективным. Появление канала сопровождается попаданием в породу пласта продуктов взрыва и продуктов разрушения преграды (обсадная колонна, цементное кольцо, порода пласта), а также уплотнением или разрыхлением породы пласта вокруг канала. Уплотнение породы снижает ее проницаемость. Разрыхление породы может привести к её обрушению и закупорке перфорационного канала.

Образование канала происходит за очень короткий промежуток времени – менее 100 микросекунд. При перфорации на репрессии в момент появления перфорационных каналов происходит интенсивная фильтрация скважинного содержимого в продуктивную толщу через полученные каналы. Причиной интенсивной фильтрации скважинного раствора в продуктивную толщу являются внезапно возникающие очень большие (десятки МПа/м) градиенты давления, которые обусловлены действием статического давления от столба раствора и динамических взрывных нагрузок. В результате вокруг перфорационного канала возникают зона кольматации и зона проникновения. Технология перфорации на репрессии может приводить к многократному снижению гидродинамической эффективности получаемых перфорационных каналов.

Максимально достижимая плотность перфорации за один спуск кумулятивного перфоратора обычно изменяется от 6 до 12 отв./м. Величина перфорируемого интервала за один спуск также ограничена. В то же время фактически применяемая плотность перфорации часто превышает величину 12 отв./м, а интервал перфорации составляет десятки и, даже, сотни метров. Поэтому при перфорации одной скважины производится, как правило, многократный спуск перфораторов. Каждая повторная перфорация сопровождается задавкой в пласт через ранее образованные каналы все новых и новых порций раствора, заполняющего скважину во время перфорационных работ.

Основные направления совершенствования кумулятивной перфорации с позиции сохранения и повышения продуктивности скважин следующие:

− увеличение пробивной способности (глубина пробития, диаметр каналов) зарядов;

− увеличение плотности (количество отверстий на один погонный метр обсадной колонны) перфорации;

− максимальное соответствие гидродинамической характеристики каналов их геометрическим размерам.

Новое поколение кумулятивных перфорационных систем, основанное на прогрессивных порошковых технологиях с повышенной пробивной способностью, во многом удовлетворяет этим требованиям.

Спуск перфоратора в скважину может осуществляться как на бронированном кабеле, так и на колонне насосно-компрессорных труб.

 

2.3   Конструкция забоев  скважин

 

Под конструкцией забоя скважины принято понимать комбинацию обсадных колонн и фильтров в интервале продуктивного пласта.

Конструкция забоя должна отвечать требованиям сохранения естественной фильтрационной характеристики породы продуктивного пласта и обеспечивать:

− устойчивость ствола скважины;

− разобщение пропластков, насыщенных разными по составу и свойствам флюидами;

− возможность проведения поинтервального воздействия на породу призабойной и удаленной зон пласта;

− возможность проведения ремонтных работ;

− возможность возврата на пропущенные или законсервированные продуктивные пласты;

− длительную эксплуатацию скважины на оптимальных технологических режимах работы.

Таким образом, правильно выбранная конструкция эксплуатационного забоя скважины сможет обеспечить оптимальные условия вызова притока из пласта в скважину, потенциальные дебиты на установленном технологическом режиме эксплуатации скважины, а также технологические работы в скважине без осложнений. При конструировании забоев следует учитывать местоположение скважины на залежи и специфические особенности самой залежи.

Конструкция скважин зависит от геологического разреза месторождения, диаметра эксплуатационной колонны, выхода из-под низа предыдущей колонны.

Выбор конструкции зависит от многих факторов: назначения скважины (разведочная, эксплуатационная, нагнетательная и т.д.), проектной глубины, геологического строения месторождения, устойчивости горных пород, характера изменения пластовых давлений, состава пластовых жидкостей, профиля скважины, способа и технологии бурения, метода вскрытия продуктивного пласта, дебита и способа эксплуатации, экономичности.