Технология вскрытия продуктивного пласта – Сущность продуктивных пластов

Назначение первичного вскрытия продуктивных пластов – бурение нефтегазовых отложений горных пород с целью создания в интервале их залегания эксплуатационного забоя в добывающих скважинах; оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и потенциальных балансовых запасов нефти, газа, газоконденсата нефтегазовой залежи в поисково-разведочных и разведочных скважинах.

Задачами первичного вскрытия продуктивного пласта являются: максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращение неуправляемого поступления пластового флюида в скважину (газонефтепроявлений); обеспечение безаварийности строительства скважины и экологическую безопасность недр и окружающей среды.

Для первичного вскрытия продуктивных пластов необходимо подобрать тип и параметры бурового раствора в соответствие с геологическими условиями залегания пласта, его строения и насыщающих флюидов, обеспечивающие минимальное проникновение твердой фазы и фильтрата бурового раствора в пласт, минимальное снижение проницаемости коллекторов пласта при проникновении в них компонентов бурового раствора. При этом должны быть созданы условия для получения качественной и достоверной информации при проведении геофизических исследований скважин

2.1. Влияние технологических процессов первичного вскрытия на состояние продуктивного пласта

При вскрытии продуктивного пласта технологические процессы разбуривания горных пород нефтегазовой залежи оказывают существенное влияние на состояние прискважинной зоны пласта (ПЗП). Это обусловливается физико-механическим и физико-химическим воздействиями.

Физико-механическое воздействие обусловлено следующими факторами:

– разгрузкой горного массива пород в результате разбуривания продуктивного пласта;

-изменением давления при вскрытии продуктивного пласта;

– изменяющимся температурным режимом в скважине;

-гидродинамическим и механическим воздействием на коллектор в разбуриваемом пласте движущимся буровым инструментом;

– гидродинамическими эффектами (гидроударами в процессе бурения и спуско-подъемных операций);

– проникновением компонентов бурового раствора в пласт;

-вибрационным воздействием на коллектор в процессе разбуривания пласта.

Физико-химическое воздействие на прискважинную зону пласта обусловлено взаимодействием насыщающего пласт флюида с компонентами бурового раствора, а также действием адсорбционных, капиллярных и диффузионных сил.

К факторам, влияющим на качество вскрытия продуктивного пласта, относятся:

– тип бурового раствора и его параметры (плотность, водоотдача, химический состав). В результате воздействия твердыми частицами бурового раствора на коллектор может осуществляться блокирование поровых каналов и трещин. Фильтрат бурового раствора может вызывать: набухание глинистых частиц минералов горной породы продуктивных пластов; образование нерастворимых осадков вследствие взаимодействия фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом; создание эмульсий;

– величина превышения забойного давления (гидростатического и гидродинамического) над пластовым давлением;

– длительность  контакта бурового раствора с пластом;

– напряженное состояние прискважинной зоны пласта;

– особенности геолого-физического строения и залегания продуктивных пластов.

В процессе набухания глинистых частиц, содержащихся в порах коллекторов, снижается проницаемость продуктивного пласта. Уровень снижения проницаемости зависит от типа глинистого материала, степени его дисперсности, природы обменных катионов и свойств фильтрата. Основной причиной снижения проницаемости является межкристаллическое и внутрикристаллическое набухание, обусловленное ориентацией слоев диполей молекул воды между плоскостями частиц и на самих частицах. При этом следует отметить, что пластовая вода продуктивного горизонта обычно не снижает проницаемость коллектора, так как вследствие установившегося ионного равновесия не происходит набухание частиц.

Снижение фазовой проницаемости пластового флюида происходит за счет молекулярно-поверхностных явлений и капиллярных эффектов.

Снижение проницаемости пласта в результате образования в порах нерастворимых осадков осуществляется при взаимодействии фильтрата бурового раствора и пластовой воды (например, образование малорастворимого осадка возможно при взаимодействии щелочных фильтратов с высокоминерализованной пластовой водой).

Таким образом, химический состав бурового раствора определяет совместимость его с пластовым флюидом и влияет на степень снижения проницаемости пласта.

В соответствие с этим, при вскрытии продуктивных пластов необходимо учитывать особенности геологической структуры строения и залегания продуктивных пластов, состав пластового флюида и насыщающих его компонентов.

Величина водоотдачи бурового раствора влияет на глубину проникновения фильтрата в пласт.

Глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт существенно влияет на качество вскрытия продуктивного пласта. Размеры глубины проникновения фильтрата оцениваются геофизическими исследованиями скважин, по которым определяется отношение диаметра зоны проникновения фильтрата (ЗПФ) к диаметру долота, разбуриваемого ствол скважины.

Время контакта бурового раствора с продуктивным горизонтом увеличивает степень воздействия вышеизложенных факторов на коллекторские свойства и способствует снижению проницаемости в прискважинной зоне пласта.

Наряду с фильтратом в пласт проникает дисперсная фаза бурового раствора в виде твердых частиц.

Фракционный состав твердых частиц определяет глубину их проникновения в пласт.

Экспериментальные и промысловые работы, проведенные различными исследователями, показали, что твердые частицы при проникновении в поровое пространство могут существенно снижать проницаемость продуктивного пласта.

Для предотвращения углубленного проникновения компонентов бурового раствора в пласт целесообразно формировать кольматационную зону около ствола скважины.

Проникновение твердых частиц в коллектор обусловливается соотношением размеров пор и твердых частиц.

Необходимым условием для проникновения твердых частиц в поровое пространство и создания кольматационного слоя является следующее соотношение:

         3d<dп<10d;                                                          (2.1) 

где d-диаметр твердых частиц;

dп – диаметр пор.

Исходя из этого, диаметр пор должен в 3 раза и более превышать диаметр частиц и быть меньше 10 диаметров частиц.

Сформировавшая при этом зона кольматации в прискважинной зоне пласта играет значительную роль в системе «скважина-пласт», оказывает положительное влияние на технологические процессы при дальнейшем бурении и заканчивании скважины с улучшением условий сохранности фильтрационно-емкостных свойств  продуктивного пласта.

В процессе вскрытия продуктивных пластов возрастание величины репрессии на пласт (значительное превышение забойного давления над пластовым давлением) может существенно повлиять на состояние ПЗП, увеличивая зону проникновения фильтрата и твердых частиц в продуктивный пласт.

В результате анализа промыслового материала выявлены закономерности снижения удельного дебита скважин вследствие проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

По данным промыслового материала для терригенных продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ЗПФ может достигать до 3,5-5,0м. При этом, при анализе промысловых данных пробуренных скважин, увеличение зоны проникновения фильтрата бурового раствора может привести к существенному снижению дебита вводимых в эксплуатацию скважин.

Наиболее существенное снижение проницаемости продуктивного пласта и дебита пластового флюида, вводимых в эксплуатацию скважин, вызывает высокая репрессия на пласт при первичном вскрытии.

По данным промысловых исследований, вводимых в эксплуатацию добывающих скважин, увеличение репрессии на пласт при вскрытии в 1,5 раза, может привести к снижению удельного дебита при вводе скважин в эксплуатацию в 2 раза.

При этом, необходимо учитывать, что возникновение высоких репрессий на пласт может привести к самопроизвольному гидроразрыву пласта, что вызовет осложнения при вскрытии продуктивного пласта и большое снижение коллекторских свойств.

Процессы воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта оказывают отрицательное влияние на продолжительность освоения скважин. Для очистки прискважинной зоны пласта и обеспечению запланированных дебитов скважин необходимы обработки ПЗП (соляной кислотой, проведение гидроразрыва пласта и др.). Все это увеличивает время освоения, снижается коммерческая скорость, возрастает стоимость строительства скважины.

Основные требования к буровому раствору для качественного вскрытия продуктивного пласта:

-плотность бурового раствора должна быть минимальной;

– буровой раствор должен быть совместим с пластовой водой по составу и минерализации, предотвращающей образование нерастворимых осадков;

– состав раствора не должен способствовать набуханию глинистого материала, расположенного в порах коллектора;

– буровой раствор должен обеспечивать условия для проведения качественных геофизических исследований продуктивных пластов;

– обеспечивать экологическую безопасность недр и окружающей среды.

Основные пути уменьшения и предупреждения загрязнения пласта:

– четырехступенчатая система очистки бурового раствора, включающая вибросита, илоотделитель, гидроциклон, центрифугу;

– контроль и снижение гидродинамических нагрузок на пласт при проведении спуско-подъемных операций бурильного инструмента и во время промывок скважины;

– увеличение механической скорости и проходки на долото (применение высокостойких по прочности долот);

– проведение экспериментальных исследований влияния бурового раствора на проницаемость образцов керна продуктивного пласта;

-оценка состояния прискважинной зоны пласта гидродинамическими исследованиями.

При вскрытии продуктивных пластов важным является соотношение создаваемого в процессе вскрытия забойного давления с пластовым давлением.

В соответствии с этим, методами вскрытия продуктивных пластов являются:

– бурение в условиях репрессии на пласт (превышение гидростатического забойного давления над пластовым);

– бурение в условиях равновесия (гидростатическое забойное давление равно пластовому);

– бурение в условиях депрессии на пласт (пластовое давление превышает гидростатическое забойное).

Таким образом, вскрытие продуктивных пластов может осуществляться как методом сбалансированного давления (бурение в условиях репрессии на пласт) и методами несбалансированного давления (бурение в условиях равновесия пластового и забойного давлений и бурение в условиях депрессии на пласт).

Бурение в условиях репрессии на пласт предотвращает возможность поступления пластового флюида в скважину и обеспечивает обычный, аналогичный бурению вышележащих горных пород, режим проводки скважины.

При этом традиционно применяемый метод вскрытия продуктивного пласта в условиях репрессии на пласт, за счет перепада давления создает условия для проникновения компонентов бурового раствора в пласт и их влияния на коллекторские свойства пласта.

С целью предотвращения нефтегазопроявлений,в соответствие с правилами техники безопасности в нефтяной газовой промышленности [3], вскрытие продуктивного горизонта в условиях репрессии на пласт должно предусматривать плотность бурового раствора из расчета создания столбом раствора минимально-необходимого гидростатического давления на забое скважины, превышающего проектное пластовое давление на величину не менее:

-10% для скважин глубиной до 1200м (интервалов от 0 до 1200м);

-5% для интервалов от 1200м до проектной глубины.

В необходимых случаях, с учетом спуско-подъемных операций, осложненных участков геологического разреза разбуриваемых участков горной породы, допускается большая плотность раствора, но при этом необходимо учитывать степень воздействия увеличенной репрессии на пласт на уровень сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта.

Изучение причин, снижающих проницаемость пласта в прискважинной зоне, и путей сохранения коллекторских свойств пласта привело к бурению в условиях несбалансированного пластового давления.

К современным достижениям по повышению качества вскрытия продуктивных пластов относятся: бурение в условиях депрессии на пласт и равновесия, т.е. при несбалансированном пластовом давлении;

Наибольшую сохранность коллекторских свойств обеспечивает метод вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на пласт.

 Вторым по приоритетности обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов при вскрытии является метод бурения в условиях равновесия.

Вскрытие продуктивного пласта в условиях депрессии на пласт предусматривает постоянное, в течение бурения продуктивного пласта, превышение пластового давления над забойным, предотвращающее возможность создания избыточного давления на пласт.

С этой целью, в условиях пластового давления равного гидростатическому, плотность бурового раствора выдерживается ниже 1,0г/см³ за счет применения облегченных промывочных жидкостей на водной или углеводородной основе.

При этом для вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии на пласт имеют широкое применение растворы на углеводородной основе.

Таким образом, бурение в условиях депрессии на пласт представляет совмещение вскрытия продуктивных отложений эксплуатационного объекта скважины с процессом постоянного поступления пластового флюида (нефти или газа). При этом буровой раствор отделяется от пластового флюида и проходит очистку от шлама выбуренной породы. Пластовый флюид, после отделения от бурового раствора, поступает в специальные емкости.

Для бурения в условиях депрессии на пласт используется специальное наземное и подземное оборудование, обеспечивающее контроль и управление забойным давлением и поступлением нефти или газа в скважину и емкости с обеспечением безаварийного процесса.

Контроль забойного давления и величины депрессии на пласт осуществляется специальными манометрами, находящимися в компоновке низа бурильной колонны (КНБК).

Бурение в условиях равновесия предусматривает возможность поступления пластового флюида в скважину в процессе вскрытия продуктивного горизонта.

Для уравновешивания нормального пластового давления, соответствующего гидростатическому давлению, возникает необходимость снижения плотности бурового раствора до 1,0 г/см³.

С этой целью применяются облегченные буровые растворы на водной или углеводородной основе. Приоритетными для вскрытия в условиях равновесия являются растворы на углеводородной основе.

Для обеспечения безаварийной проводки скважины необходимо иметь соответствующее оборудование, позволяющее предотвратить или контролировать нефтегазопроявления при бурении скважины.

Одним из основных элементов данного оборудования, при бурении в условиях несбалансированного пластового давления, является вращающийся превентор.

Перед началом бурения скважины в условиях равновесия и депрессии на пласт, в кровлю продуктивного пласта спускается и цементируется эксплуатационная колонна.

В последнее время разработаны и начали применяться современные зарубежные и отечественные технологии бурения в условиях несбалансированного пластового давления, например, при вскрытии в условиях депрессии на пласт используется технологии бурения с применением непрерывных гибких бурильных труб (колтюбинг).

Использование технологии вскрытия продуктивных в условиях депрессии на пласт, по данным промыслового применения в зарубежной и отечественной промышленности, показывает высокий уровень сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта и, в соответствие с этим, существенное увеличение продуктивности вводимых в эксплуатацию скважин по сравнению со вскрытием в условиях репрессии на пласт.

При этом необходимо отметить, что промысловый опыт свидетельствует об эффективности применения метода вскрытия продуктивных пластов в условиях репрессии на пласт в определенных геологических условиях, в которых применяемая технология вскрытия продуктивных пластов позволяет обеспечить высокий уровень сохранности коллекторских свойств.

В условиях, осложненных геологическими факторами, эффективность и качество буровых работ при вскрытии в условиях репрессии на пласт, может существенно снижаться. Связано это с воздействием на прискважинную зону продуктивного пласта компонентов бурового раствора и значительным снижением проницаемости пласта вследствие репрессии на пласт.

Таким образом, в случае высокой степени загрязнения пластов при бурении в условиях репрессии на пласт целесообразно использовать применение метода вскрытия продуктивных пластов в условиях равновесия или депрессии на пласт.

Для обоснования выбора метода первичного вскрытия продуктивных пластов целесообразно выполнить расчеты технико-экономических показателей строительства скважин при применении различных методов вскрытия продуктивных пластов. При этом необходимо оценить рентабельность добычи флюида в конкретных геологических условиях с учетом стоимости строительства скважин и ожидаемой продуктивности в процессе эксплуатации скважин [4].

При низких коллекторских свойствах продуктивных пластов, с точки зрения эффективной добычи флюида, несмотря на удорожание строительства скважин с вскрытием на депрессии или равновесии, эти методы, тем не менее, могут быть более эффективными по технико-экономическим показателям строительства и эксплуатации скважин.

На основании проведенного анализа сравнения различных методов вскрытия следует выбрать приоритетный метод вскрытия продуктивного пласта для конкретных геологических условий нефтегазовой залежи.

Для оценки качества буровых работ при вскрытии продуктивного пласта важную роль имеет оценка влияния бурового раствора на изменение коллекторских свойств пласта при проникновении его компонентов в прискважинную зону пласта.

На основании проведенных лабораторных исследований можно оценить эффективность применения различных рецептур буровых растворов для качественного вскрытия продуктивных пластов.

Оценка качества буровых работ по коэффициенту восстановления проницаемости осуществляется по данным лабораторных исследований[1].

С этой целью из естественного керна, отобранного во время вскрытия продуктивного пласта, выпиливаются опытные образцы (диаметром и длиной 30мм). Образцы экстрагируются от насыщающей их нефти и воды, высушиваются. Определяется их проницаемость по воздуху. Затем они насыщаются моделью пластовой нефти и пластовой воды. Для проведения исследований в качестве модели пластовой нефти обычно используется керосин.

В специальных емкостях размещаются керосин и буровой раствор, соответствующей рецептуры для оценки его эффективности.

Образцы помещаются в кернодержатель экспериментальной установки для проведения исследований. В установке создаются условия для проведения исследований, аналогичные промысловым условиям.

Создаются давление гидрообжима и давление внутри образцов керна, аналогичные, соответственно, горному и пластовому давлениям.

Обеспечиваются нагрев и поддержание температуры, аналогичной промысловым условиям в интервале залегания продуктивного пласта.

Затем создается перепад давления на торец образцов керна и через колонку образцов керна (обычно состоящую из 3 образцов) прокачивается керосин на нескольких режимах перепада давления.

По зависимостям расхода керосина от перепада давлений Q=f (∆Р), строятся кривые и рассчитывается коэффициент проницаемости образцов керна по керосину.

После этого осуществляется гидростатическое или гидродинамическое воздействие бурового раствора на торец образцов керна, аналогичное создаваемой репрессии на пласт в процессе вскрытия продуктивного пласта.

Например, на установке FDES-650Z осуществляется гидростатическое воздействие на образцы керна [1]. С торца колонки кернов осуществляется в течение определенного времени (например, T=10-20часов) воздействие бурового раствора под давлением ∆Р, равным создаваемой репрессии в скважине, замеряется скорость и объем фильтрации фильтрата бурового раствора с обратного торца образцов керна, вытекающего в специальную емкость.

На рис.2.1 приведена передняя часть установки FDES-650Z с компонентами оборудования. Кернодержатель типа Хаслера расположен в термостате (с противоположной стороны установки). Выдвижной кронштейн кернодержателя обеспечивает извлечение кернодержателя из термостата для установки образцов керна

Рис. 2.1 –Установка для определения проницаемости
FDES – 650Z

    На рис.2.2 приведена схема установки FDES-650Z для исследования проницаемости образцов горной породы.

Рис. 2.2 – Гидравлическая схема FDES-650Z:

1 – насос; 2 – разделительные емкости; 3 – кернодержатель; 4 – блок горного давления; 5 – блок поддержания противодавления; 6 – измерительный блок.

При применении гидродинамического воздействия на образцы керна, вдоль торца образцов керна осуществляется прокачка бурового раствора с перепадом давления, аналогичным создаваемой репрессии на пласт при циркуляции бурового раствора во время вскрытия продуктивного пласта.

На рисунке 2.3представлена установкаFDS-350, применяемая в настоящее время в ТИУ, для проведения лабораторных исследований в термобарических условиях гидродинамического и гидростатического воздействия бурового раствора на образцы керна.

Рис. 2.3 – Установка FDS-350

Вид кернодержателяустановкиFDS–350 в программном обеспечении «AppliLab» представлен на рисунке 2.4.

Рис. 2.4– Вид кернодержателя в программном обеспечении «AppliLab»

После воздействия бурового раствора на образцы керна, в обратном направлении прокачивается керосин на нескольких режимах перепада давлений (не менее 3х) и определяется остаточный коэффициент проницаемости образцов керна.

Для оценки степени влияния бурового раствора на образцы керна определяется коэффициент восстановления проницаемости β, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов после воздействия на него бурового раствора k₁ к исходной проницаемости k₀.

β = k₁/k₀∙100 % .                (2.5)

В качестве примера, оценки влияния различных типов буровых растворов на изменение проницаемости продуктивного пласта при помощи определения коэффициента восстановления проницаемости, приведем данные результатов проведенных лабораторных исследований для юрских отложений Кальчинского месторождения [5].

К особенностям геологического строения продуктивных пластов юрских отложений Кальчинского месторождения относятся низкая проницаемость. Проницаемость образцов керна, используемых для проведения экспериментальных исследований по оценке степени влияния буровых растворов на сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта, составила 14 – 22 *10 ^-3мкм². 

Были рассмотрены варианты эффективности применения для вскрытия продуктивных пластов различных буровых растворов: полимерный и биополимерный.

Проведенные лабораторные исследования на кернах Кальчинского месторождения в термобарических условиях, приближенных к пластовым, показали уровень степени воздействия на коллектор различных буровых растворов.

Коэффициент восстановления проницаемости третьего образца керна ачимовских продуктивных отложений Ач_1-2-3 Кальчинского месторождения после воздействия биополимерного раствора Flo-Pro составляет 89%, а коэффициент восстановления аналогичного образца этого продуктивного пласта после воздействия полимерглинистого раствора, соответственно, 64%.

На рисунке 2.5 показана динамика коэффициентов восстановления проницаемости после гидростатического воздействия биополимерного и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна.

Рис. 2.5- Динамика коэффициентов восстановления проницаемости после гидростатического воздействия биополимерного и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна

На основании лабораторных исследований влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств пласта, показано, что наряду с геологическими особенностями строения пласта на добычные возможности и коэффициент извлечения нефти (КИН) оказывают существенное влияние и технологические процессы вскрытия продуктивных пластов.

В соответствии с этим лабораторные исследования по определению влияния технологических жидкостей при строительстве скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов в ПЗП являются необходимыми и обязательными.

Особенно это приоритетно для низкопроницаемых пластов, в которых дополнительные гидродинамические сопротивления в прискважинной зоне пласта, за счет воздействия технологических жидкостей при строительстве скважин, могут снизить объем добычных возможностей и существенно повлиять на КИН.

При вскрытии продуктивных пластов горизонтальными скважинами (ГС) в отличие от вертикальных и наклонно-направленных скважин необходимо учесть особенности бурения продуктивного пласта горизонтальным стволом.

Особенностями вскрытия продуктивной залежи горизонтальной скважиной являются: бурение горизонтального ствола большой протяженности в продуктивном пласте с промывкой и спуско-подъемными операциями; сложности попадания в цилиндр допуска и бурения по коридору горизонтального участка; возможные осложнения при нахождении бурильного инструмента в горизонтальном положении.

В соответствие с этим, при бурении продуктивной залежи горизонтальной скважиной основная задача – это выполнение проектной траектории  горизонтального ствола в процессе бурения.

В начале вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом необходимо правильное вхождение в цилиндр допуска.

Под цилиндром допуска понимается вход в горизонтальный участок. Диаметр цилиндра – это круг допуска вхождения скважины в пласт в соответствие со схемой разработки нефтегазовой залежи на месторождении (аналогично наклонно-направленным скважинам), высота цилиндра – коридор прохождения горизонтального ствола по продуктивному пласту.

В связи с высокими величинами нагрузок на бурильные трубы, вызванными силами трения в процессе разбуривания горных пород горизонтального ствола большой протяженности, необходимо улучшить условия для создания соответствующей нагрузки на долото. Поэтому, при бурении ГС с протяженностью горизонтального участка ствола скважины 300м и более должны применяться буровые станки с верхним приводом.

Возможными осложнениями, возникающими при вскрытии продуктивного пласта горизонтальными скважинами, могут быть:

– зашламованность ствола в связи со сложностью выноса шлама из горизонтального участка, и возможность, вследствие этого, прихвата бурильного инструмента;

– повышенный износ бурильного инструмента из-за больших величин трения и возможность его неисправности;

– осложнения из-за неустойчивости стенок скважины в горизонтальном стволе;

– попадание горизонтального ствола в зону водонефтяного либо газонефтяного контакта, вследствие нарушения технологии бурения или, несоответствия фактического геологического разреза залежи проектному.

Основными требованиями к промывочным жидкостям при бурении горизонтальных скважин являются:

-эффективная очистка ствола скважины от шлама, предупреждающая возможность прихватов бурильного инструмента;

-сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

-сохранение устойчивости ствола скважины;

-уменьшение сил сопротивления движению бурильного инструмента.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом в условиях репрессии на пласт эффективными являются биополимерные растворы.

Достоинством биополимерных растворов является высокий уровень сохранности коллекторских свойств  при вскрытии продуктивного пласта и высокие псевдопластические свойства, за счет которых обеспечивается эффективный вынос шлама из горизонтального ствола и предотвращение осложнений.

По данным лабораторных исследований оценки влияния бурового раствора на коллекторские свойства пласта биополимерные растворы имеют высокий коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образцы керна.

В качестве примера, проведенные в термобарических условиях, аналогичных промысловым, на установке FDES-650Z лабораторные исследования оценки влияния биополимерного  и полимерглинистого буровых растворов на образцы керна низкопроницаемых юрских отложений ЮС₁ Федоровского месторождения Западной Сибири (средняя проницаемость образцов керна 5,5*10^-3 мкм²) подтвердили преимущество биополимерного раствора. Коэффициент восстановления третьего образца керна после воздействия биополимерного раствора составляет 87%, а после воздействия полимерглинистого раствора – 63% [8].

Проведенные лабораторные исследования по оценке влияния биополимерных растворов на высокопроницаемые продуктивные пласты, также подтвердили высокий коэффициент восстановления проницаемости.

Например, для высокопроницаемого продуктивного пласта АС_9-10 Лянторского месторождения Западной Сибири (средняя проницаемость образцов керна 0,3-0,4 мкм²) коэффициент восстановления проницаемости третьего образца керна после воздействия биополимерного раствора на образцы керна составил 98% [8].

Промышленное применение биополимерных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов в горизонтальных скважинах на месторождениях Западной Сибири показало высокую эффективность сохранности коллекторских свойств  продуктивных пластов, что повысило технико-экономические показатели строительства и ввода скважин в эксплуатацию.

Для вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в определенных геологических условиях эффективными являются методы вскрытия в условиях депрессии на пласт и равновесия пластового и забойного давлений. При этом в процессе вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии на пласт, в основном, применяются растворы на углеводородной основе. Промышленный опыт зарубежных и отечественных компаний показывает высокую технико-экономическую эффективность вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами в условиях депрессии на пласт, что может привести к увеличению дебита вводимых в эксплуатацию скважин в несколько раз выше по сравнению со скважинами, вводимыми в эксплуатацию с вскрытием продуктивного пласта в условиях репрессии на пласт.

На основании вышеизложенного, можно сделать вывод об актуальности проведения лабораторных исследований по оценке качества сохранности коллекторских свойств при вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом с применением различных буровых растворов.

С целью обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при вскрытии, целесообразно, перед вскрытием продуктивного пласта изолировать вышележащие горные породы, спускаемой в кровлю продуктивного пласта, эксплуатационной зацементированной колонной. Это предотвращает возможные осложнения в выше- пробуренных горных породах при вскрытии продуктивного пласта.

При возникновении осложнений в вышепробуренных горных породах в процессе разбуривания горизонтального ствола, по данным промыслового опыта бурения горизонтальных скважин, может возникнуть необходимость увеличения плотности бурового раствора, изменения его состава, что  негативно повлияет на качестве вскрытия продуктивного пласта.

Наряду с этим, изоляция вышележащих горных пород создает лучшие условия для применения специальных буровых растворов с целью качественного вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом.

С целью уточнения геологического разреза участка продуктивной залежи месторождения, запланированного к вскрытию горизонтальным стволом, в процессе строительства скважины перед началом бурения горизонтального ствола, осуществляется бурение пилотного ствола.

По полученным геологическим данным продуктивного пласта в интервале пробуренного пилотного ствола уточняется геологический разрез и при необходимости, в случае изменения проектных геологических данных, корректируется горизонтальная траектория скважины.

Современным методом реализации контроля за прохождением траектории горизонтального ствола в коридоре продуктивного пласта, соответствия проектного геологического разреза фактическому, устойчивости стенок скважины, состояния пластового и забойного давлений и режима бурения является сопровождение процесса вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени.

В качестве примера осуществления технологического контроля процессов вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени можно привести технологию компании «Шлюмберже» (Schlumberger),   которая имеет большой опыт применения в мировой практике, особенно при морском бурении, а в настоящее время применяется и на месторождениях Западной Сибири.

Для определения границ продуктивного пласта в процессе бурения используется прибор геонавигации PeriScope (Schlumberger), который позволяет оптимизировать проводку скважины и производить оценку ФЕС и геологического разреза разбуриваемого интервала продуктивного пласта.

Угол обзора в 360° и большая глубина исследований позволяют выявить границы пластов, присутствие близкорасположенных газоводонефтяных контактов в процессе бурения на расстоянии  до 6.4 м от ствола скважины, и избежать процесса разбуривания продуктивного пласта с газоводонефтяным контактом, уточнить модель продуктивного пласта без бурения пилотного ствола.

Обнаружение границ продуктивного пласта и водонефтяных контактов с помощью данной системы позволяет удерживать ствол скважины в пределах коллектора, что повышает дебит и коэффициент извлечения нефти.

В целом, применение данной технологии сокращает затраты на бурение за счет устранения рисков, связанных с бурением и отсутствия необходимости в пилотном стволе.

Для решения проблемы неустойчивости горизонтального ствола скважины, происходящей вследствие поглощения бурового раствора, наличия в разрезе пород, склонных к размыванию и образованию каверн применяется  прибор StethoScope компании «Шлюмберже». Данный прибор осуществляет каротаж в процессе бурения для измерения забойного и пластового давления в режиме бурения.

При этом применяется многофункциональный прибор EcoScope для полного петрофизического анализа, позволяющий с помощью современного программного обеспечения передавать данные и обновлять предварительно построенную модель устойчивости ствола скважины в процессе бурения.

Фактическое состояние ствола сравнивается с моделью и, при необходимости, вносятся изменения для приведения ее в соответствие с действительным состоянием. Благодаря модели, обновляемой в режиме реального времени, выявляются предпосылки или риски потери устойчивости ствола.

Выдаваемые рекомендации и предупреждения позволяют принять своевременно меры по устранению рисков, связанных с потерей устойчивости или поглощением бурового раствора.

Прогнозирование устойчивости ствола скважины и контроль в режиме реального времени применимы при проектировании устойчивой траектории горизонтального ствола. А также, с учетом определения оптимальной плотности бурового раствора, границ допустимой эквивалентной плотности раствора и  оптимизации параметров процесса  бурения.

Промысловый опыт строительства горизонтальных скважин в сложных геологических условиях показал, что были случаи, когда по геологическим причинам, прохождение горизонтального ствола из продуктивной части залежи выходило в непродуктивный пласт, а также входило в водонефтяные контакты, что приводило к весьма существенным затратам на устранение осложнений или ликвидации некачественно пробуренного горизонтального ствола.

Таким образом, сопровождение процесса вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в режиме реального времени позволяет весьма значительно повысить эффективность строительства и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин.

Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием в настоящее время широко применяется, особенно на нефтегазовых залежах, находящихся на поздней стадии разработки месторождений.

Особенности вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом при бурении боковых стволов аналогичны особенностям при строительстве горизонтальных скважин.

При вскрытии продуктивного пласта в горизонтальном стволе необходимо обеспечить максимально возможную сохранность коллекторских свойств, вынос шлама и безаварийность. Таким образом, необходимо подобрать тип, состав и параметры бурового раствора, обеспечивающие качественное вскрытие продуктивного пласта.

Промысловый опыт применения различных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов горизонтальными стволами в условиях репрессии на пласт в боковых стволах показал высокую эффективность сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при использовании биополимерных растворов.

Например, проведенные опытно-промышленные работы по внедрению биополимерных  растворов при вскрытии продуктивных пластов в боковых стволах с горизонтальным окончанием на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», подтвердили высокую эффективность применения данных растворов, по сравнению с применением при вскрытии полимерглинистых  растворов, за счет увеличения продуктивности боковых стволах с горизонтальным окончанием в 1,5-2 раза [9].

При этом применялись системы биополимерных растворов  фирмы ИКФ и биополимерных растворов института «СургутНИПИнефть». Таким образом, применение биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием показало высокую эффективность и в настоящее время эти растворы широко используются при строительстве боковых стволов с горизонтальным окончанием.

При бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием в условиях особенно неустойчивых глинистых отложений могут возникнуть осложнения при высокой интенсивности траектории бокового ствола, особенно при переходе в горизонтальное направление.

В аналогичных условиях геологического строения    нефтегазовых залежей месторождений при бурении скважин с горизонтальным окончанием, перед вскрытием продуктивного пласта, неустойчивые горные породы изолируются эксплуатационной колонной, что исключает воздействие процесса неустойчивости вышележащих горных пород на качество вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом.

В соответствие с тем, что бурение бокового ствола осуществляется из  пробуренной скважины, обсаженной эксплуатационной колонной определенного диаметра (например, диаметром 146мм), изолировать неустойчивые горные породы обсадной колонной перед вскрытием продуктивного пласта весьма затруднительно в связи с уменьшением диаметра ствола горизонтального участка.

В этих условиях требования к буровому раствору при бурении боковых стволов с горизонтальным участком значительно увеличиваются.

В связи с большим набором угла для вхождения в продуктивный пласт горизонтальной траекторией возможны осыпи, обвалы горных пород, что приводит к необходимости увеличивать плотность бурового раствора. Особенно это возникает при нахождении перед продуктивным пластом неустойчивых глинистых пород. Увеличение плотности бурового раствора для обеспечения устойчивости ствола скважины приводить к существенному увеличению репрессии на пласт, снижению проницаемости продуктивных пластов и возможному поглощению при вскрытии.

В соответствие с этим, актуальной является проблема подбора рецептуры бурового раствора с минимальной плотностью, обеспечивающей устойчивость неустойчивых глинистых отложений и сохранность коллекторских  свойств  продуктивного пласта.

Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств.

Физико-химическое взаимодействие глин с фильтратом бурового раствора начинается с процессов гидратации кристаллов глинистых минералов и набухания в микротрещинах [6]. Подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием

Для предупреждения гидратации и разупрочнения глинистых пород фильтрат бурового раствора должен обладать ингибирующими свойствами. Для оценки ингибирующих свойств реагентов и буровых растворов существуют различные методы, которые базируются на способности глинистых пород изменяться в объеме (набухать) при взаимодействии с различными жидкостями. Одним из лучших ингибиторов является хлорид калия (KCl). Например, в состав биополимерного раствора входят KCl и NAOH, которые придают ему ингибирующие свойства [9].

При этом, необходимо отметить, что ион калия, в сравнении с другими катионами, обладает особым ингибирующим действием. Ион калия является практически негидратируемым катионом, за счет чего достигается надежная коагуляция плоскостей глины. Во-вторых, малый размер катиона калия позволяет ему проникать в особые места кристаллической решетки глин и необратимо нейтрализовать отрицательный заряд поверхности глины [6].

В результате такого химического взаимодействия происходят изменения минералогической природы глин, которые превращаются в водонечувствительный минерал – довольно хорошо окристаллизованную гидрослюду. Этот процесс практически необратим.

На основе имеющейся геологической информации о потенциально неустойчивых глинах в разрезе интервала бурения бокового ствола  необходимо правильно выбрать тип бурового раствора, ингибирующая активность которого должна быть достаточна для данной породы.

 В процессе разработки данной рецептуры необходимо придать раствору ингибирующие свойства, обеспечивающие устойчивость глинистых отложений при проникновении фильтрата бурового раствора в горную породу.

Для этого необходимо провести лабораторные исследования влияния фильтрата бурового раствора на устойчивость горной породы.

Таким образом, при бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием и наличии перед вскрытием продуктивного пласта неустойчивых глинистых горных пород, необходимо применять ингибирующие буровые растворы, фильтрат которых не оказывает негативного влияния на устойчивость стенок скважин в интервалах глинистых отложений, состав и плотность растворов обеспечивают сохранность коллекторских свойств в интервале продуктивного пласта.

Эксплуатационный забой открытого типа со спуском фильтровых труб предусматривает обсаживание пробуренного продуктивного пласта обсадной колонной, с установленными фильтрами на перфорированных отверстиях в обсадных трубах для предотвращения поступления в скважину песка и других частиц из продуктивного пласта в процессе эксплуатации скважины.

В целях предотвращения поступления песка и других частиц обсадные трубы оборудуется специальными фильтрами: щелевыми; гравийными.

Эксплуатационный забой открытого типа со спуском фильтровых труб может быть представлен двумя вариантами.

Первым вариантом конструкции эксплуатационного забоя открытого типа со спуском фильтровых труб является спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующим ее цементированием. Затем осуществляется первичное вскрытие продуктивного пласта. После проведения геофизических и гидродинамических исследований в скважину спускается с фильтровой частью «хвостовик», который при помощи специального устройства фиксируется и крепится в нижней части эксплуатационной колонны. При необходимости верхняя часть «хвостовика» может быть зацементирована (при этом устанавливается пакер и муфта манжетного цементирования).

Применение данного варианта конструкции эксплуатационного забоя открытого типа осуществляется в случае необходимости смены бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта или изменений условий бурения основного геологического разреза скважины перед продуктивным пластом и продуктивного пласта. Широко применяется при бурении скважин с горизонтальным окончанием, что позволяет применять специальные буровые растворы для первичного вскрытия продуктивного пласта.

При втором варианте конструкции эксплуатационного забоя открытого типа со спуском фильтровых труб, фильтровые трубы могут конструктивно входить в компоновку эксплуатационной колонны.

Эксплуатационная колонна включает в себя фильтровую часть, отверстия которой закрыты заглушками. Над фильтровой частью устанавливается технологическая оснастка, включающая в себя пакер и муфту ступенчатого цементирования.

После спуска эксплуатационной колонны до забоя осуществляется распакеровка, открытие промывочных отверстий в муфте ступенчатого цементирования и выполняется цементирование колонны выше фильтровой части. После опрессовки эксплуатационной колонны в скважину спускается долото, которым выступающие вовнутрь заглушки срезаются, и обеспечивается открытие фильтров для гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

При формировании эксплуатационного забоя открытого типа со спуском фильтровых труб в боковых стволах, фильтровые трубы также конструктивно входят в компоновку «хвостовика» с установкой специальной подвески, пакера и, при необходимости, муфты манжетного или ступенчатого цементирования.

В качестве примера, на рисунке 3.1 представлена схема подвески «хвостовика» в боковом стволе с горизонтальным окончанием при формировании эксплуатационного забоя открытого типа.

Рис.3.1 – Схема подвески «хвостовика» в боковом стволе с горизонтальным окончанием.

Фильтры обеспечивают течение пластового флюида в процессе эксплуатации скважин через щели (щелевые фильтры) и гравий (гравийные фильтры). Фильтры применяются при эксплуатации скважин со слабосцементированными коллекторами, из которых происходит вынос песка и других частиц.

Скважинные щелевые фильтры состоят из перфорированных обсадных труб с установкой фильтрующих элементов. К обсадным перфорированным трубам с помощью специальных колец привариваются фильтрующие элементы. На одну обсадную перфорированную трубу приваривается один или несколько фильтрующих элементов.

Дополнительно на обсадную трубу с фильтрующим элементом, при необходимости, устанавливается  жесткий центратор. Жесткие центраторы, в основном, используются для скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием. В определенных геологических условиях, установка жестких центраторов на трубах с фильтрующими элементами может использоваться и для наклонно-направленных скважин.

 В отверстиях внутри перфорированной обсадной трубы устанавливаются герметизирующие колпачки, выдерживающие внутреннее избыточное давление при промывке скважины и предотвращающие при промывке засорение фильтров.

После спуска обсадной колонны и промывки скважины, герметизирующие колпачки удаляются механическим путем (разбуриванием долотом).

Щелевые фильтрующие элементы, размещенные на перфорированных обсадных трубах, представляют собой цилиндрическую конструкцию из продольных несущих элементов (стрингеров) специального фасонного профиля и высокоточной треугольной стальной проволоки, которая по спирали, с определенным зазором, намотана на стрингеры. Места соединения стрингеров и проволоки соединены сваркой.

Размеры создаваемых щелей, диаметры, количество и конфигурация перфорированных отверстий в обсадной трубе рассчитываются, исходя из фракционного размера песка и компонентов горной породы из продуктивного пласта, планируемого дебита флюида и создаваемых гидродинамических сопротивлений.

Применяются скважинные фильтры различных конструкций, конструкции и комплектации которых определяются длиной фильтра, шириной зазора фильтрующего элемента, внутренним диаметром эксплуатационной колонны, максимальным дебитом жидкости в сутки, а также агрессивности среды добываемой жидкости в зависимости от плотности и температуры.

Количество необходимых фильтрующих элементов определяется условиями и интервалом эксплуатационного забоя. В основном, применяются следующие параметры фильтрующих элементов.

Диаметр отверстий в обсадной трубе щелевого фильтра составляет 10-20мм. Количество отверстий колеблется от 20 до 60 на 1 метр фильтрующего элемента.

Длина фильтроэлемента может составлять до 10м. Ширина щели в фильтроэлементе составляет от 0,05мм до 5 мм.

В настоящее время находят широкое применение фильтры скважинные щелевые типа ФСЩ-114; 146; 168; 219; 245, выпускаемые Санкт-Петербурским  ЗАО ПО «Стронг», а также фильтры предприятия «Тяжмашпресс»  (г.Рязань).

Для примера, в щелевых скважинных фильтрах, выпускаемых предприятием «Тяжпрессмаш», зазор между витками фильтроэлемента может составлять от  0,05мм  до 5 мм, а диаметр отверстий в обсадных трубах 10,2 мм.

Для подбора параметров фильтрующих элементов необходимо использовать данные о размерах фракций выносимого песка. Количество и размеры отверстий рассчитываются, исходя из ожидаемой продуктивности скважины.

Гравийные фильтры применяются в виде фильтра, представляющего секцию, состоящую из внутренней сетчатой решетки на перфорированной обсадной трубе, внешнего сетчатого корпуса и гравия, насыпанного между ними.

Например, гравийные фильтры ЗАО ПО «Стронг» изготавливаются с использованием технологии засыпки калиброванного песка между щелевыми решетками из профильной проволоки треугольного сечения.

Фильтроэлементы с гравийной набивкой устанавливаются на перфорированные трубы.

Размер щели внешней решетки определяется, исходя из размера частиц межпластового песка, а размер щели внутренней решетки составляется, исходя из размера частиц гравийной набивки.

В соответствие с этим, размеры щелей фильтроэлемента, диаметров гранул и толщины гравийного слоя должны соответствовать условиям геологических характеристик продуктивной залежи и режимов эксплуатации скважины.

Открытый тип эксплуатационного забоя со спуском фильтровых труб широко применяется при строительстве скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием.

С точки зрения повышения коэффициента нефтеотдачи  горизонтальные скважины с открытым типом забоя показали свою эффективность при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами на территории Западной Сибири.

Тип и количество применяемых фильтров, их расстановка в интервале эксплуатационного забоя определяются геолого-физическими и литологическими особенностями строения продуктивного пласта.

Комплексный и системный современный подход к формированию эксплуатационного забоя в горизонтальных скважинах позволяет значительно повысить эффективность горизонтального бурения [11].

Эксплуатационный забой закрытого типа предусматривает обсаживание интервала эксплуатационного объекта обсадной колонной с цементированием ее для герметизации и изоляции заколонного пространства с последующим вторичным вскрытием продуктивного пласта.

С целью создания гидродинамической связи в системе «скважина–пласт» для обеспечения притока флюида из пласта в скважину при эксплуатационном забое закрытого типа проводится вторичное вскрытие продуктивного пласта путем создания перфорационных каналов.

Эксплуатационный забой закрытого типа может быть представлен двумя вариантами.

Первым вариантом конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа является спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта с последующим ее цементированием. Затем осуществляется первичное вскрытие продуктивного пласта.

После вскрытия продуктивного пласта, проведения геофизических и гидродинамических исследований в интервал эксплуатационного объекта спускается «хвостовик», который при помощи специального устройства подвешивается и фиксируется в эксплуатационной колонне с последующим цементированием.

Преимуществом является то, что при этом, применяются специальные буровые растворы для первичного вскрытия с целью сохранности коллекторских свойств, особенно при вскрытии горизонтальным стволом.

При втором варианте конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется спуск и цементирование эксплуатационной колонны после разбуривания вышележащих горных пород перед продуктивным пластом и продуктивного пласта.

При бурении скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием необходимо осуществлять центрирование обсадных труб жесткими центраторами при размещении эксплуатационной колонны или «хвостовика» в горизонтальном участке.

После цементирования обсадных труб в интервале продуктивного пласта проводится перфорация обсадной колонны с целью формирования эксплуатационного забоя закрытого типа путем создания гидродинамических каналов в системе «скважина- пласт».

Создание перфорационных каналов при вторичном вскрытии осуществляется следующими способами технологии  вторичного вскрытия:

-пулевая перфорация, которая осуществляется прострелом пулями обсадной колонны и горной породы;

-кумулятивная перфорация, создаваемая гидродинамические каналы в обсадной колонне и горной породе кумулятивной струей из установленного в перфораторе взрывного заряда;

-сверлящая перфорация, образующая перфорационные каналы сверлением отверстий в обсадной трубе и горной породе;

-гидропескоструйная перфорация, при которой перфорационные каналы в обсадной колонне и горной породе создаются струей смеси песка (или проппанта) с жидкостью через сопло под высоким давлением;

-гидромеханическая щелевая перфорация, осуществляемая созданием щелевых каналов в обсадной колонне механическим путем с последующим гидромониторным размывов каналов в горной породе;

-бесперфораторное вскрытие, выполняемое за счет растворения магниевых заглушек соляной кислотой, установленных в отверстиях обсадных труб;

-радиальное бурение, при котором за счет высокого давления струи жидкости, выходящей из сопла гибкой трубы, через предварительно вырезанное механическим способом в эксплуатационной колонне отверстие, осуществляется создание гидродинамических каналов в горной породе гидромониторным способом.

При формировании эксплуатационного забоя закрытого типа основной объем вторичного вскрытия приходится на кумулятивную перфорацию. Недостатком кумулятивной перфорации является фугасное воздействие на обсадную колонну и крепление скважины.

Для создания качественного эксплуатационного забоя закрытого типа в условиях близкорасположенных водогазонефтяных контактов применяются щадящие технологии вторичного вскрытия без фугасного воздействия на крепление скважины, к которым относятся: сверлящая перфорация, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая, бесперфораторное вскрытие, радиальное бурение.

К современным технологиям сверлящей перфорации относится вторичное вскрытие с применениемУФПК-1 (устройство формирования  протяженных фильтрационных каналов) [12].

Основным преимуществом щадящих технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов является минимальное воздействие на обсадную колонну и цементный камень, так как вскрытие происходит без ударного воздействия, исключающим деформацию и разрушение обсадных труб, трещинообразование в цементном кольце и создание условий для возникновения заколонных  перетоков в обсадной колонне при освоении и эксплуатации скважин.

Таким образом, выбор и обоснование технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта для создания качественного эксплуатационного забоя закрытого типа должны осуществляться на основании данных геологических особенностей строения нефтегазовой залежи с учетом технико-экономических показателей строительства и ввода скважины в эксплуатацию.

Особенностью строительства многоствольных скважин (МСС) является стыковка основного и боковых стволов, обеспечивающая проведение гидродинамических и геофизических исследований в каждом эксплуатационном объекте, а также условия для эффективной эксплуатации скважин с несколькими эксплуатационными забоями.

При бурении многоствольных скважин строительство основного ствола с эксплуатационным забоем осуществляется по обычной технологии строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин. После этого осуществляются зарезка и бурение боковых стволов с эксплуатационными забоями.

Конструкция многоствольных скважин в зависимости от способов соединения основного и боковых стволов и формирования эксплуатационных забоев может быть различной.

В настоящее время в мировой практике принято условно подразделять конструкцию многоствольных скважин на 6 уровней:

1 –  основной ствол и боковые стволы не обсажены обсадными колоннами;

2- основной ствол обсажен эксплуатационной зацементированной колонной, боковые стволы не обсажены обсадными колоннами;

3 – основной ствол обсажен эксплуатационной зацементированной колонной, боковые стволы обсажены незацементированными обсадными колоннами (с применением в боковых стволах, при необходимости, изолирующих пакеров);

4 – основной  ствол обсажен эксплуатационной зацементированной колонной, боковые стволы обсажены обсадными зацементированными колоннами;

5– основной ствол обсажен эксплуатационной зацементированной колонной, боковые стволы обсажены обсадными зацементированными колоннами, механическое соединение стволов;

6 – основной ствол и боковые стволы обсажены обсадными колоннами и зацементированы, соединение стволов выполнено цельным.

Строительство многоствольных скважин осуществляется в наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

В процессе строительства многоствольных скважин, с целью обеспечения оптимальных условий для зарезки боковых стволов, в интервалах предполагаемых «окон» в эксплуатационной колонне возможна установка специальных труб или специальных патрубков с вырезанными «окнами».

В этом случае, над интервалами забуривания боковых стволов устанавливаются специальные кольца или специальные замковые муфты, используемые для посадочных устройств при проведении исследовательских или промысловых работ в процессе бурения и эксплуатации боковых стволов.

Для условий залегания продуктивных отложений месторождений Западной Сибири, при отсутствии близкорасположенных водогазонефтяных контактов, востребованными являются многоствольные скважины 3 уровня,

В качестве примера, на рисунке 3.2 приведен профиль многоствольной скважины 3 уровня с двумя наклонно-направленными стволами.

Для продуктивных залежей с близким расположением водогазонефтяных контактов, наиболее эффективной является конструкция многоствольных скважин 4 уровня.

При этом, в определенных, осложненных геологических условиях строения продуктивной залежи, с близким расположением водогазонефтяных контактов, целесообразно использовать конструкция многоствольных скважин 5 уровня, в которой за счет механического соединения основного и боковых стволов обеспечивается высокая степень герметичности.

Наиболее сложными являются конструкции многоствольные скважин 6 уровня, которые весьма мало применяются в мировой практике.

После завершения строительства основного ствола с формированием эксплуатационного забоя, над продуктивным пластом устанавливается мостовая заглушка, герметизирующая основной ствол для обеспечения безаварийной проводки бокового ствола.

Затем осуществляются забуривание и бурение боковых стволов. Производится вырезание “окна” в эксплуатационной колонне соответствующим фрезером с применением извлекаемого клин-отклонителя.

В скважину спускается клин-отклонитель с ориентирующим устройством и устанавливается на заданную глубину.

Используемый при этом инструмент позволяет за один рейс определять нужную глубину, производить ориентировку и установку пакера, после чего начинается фрезерование. 

Применяемый пакер не допускает движения или вращения отклонителя. Инструмент должен спускаться в скважину на врезном фрезере.

Извлекаемый  клин – отклонитель устанавливают под углом от 0 до 90 град. вправо или влево от азимутального направления ствола скважины.

Затем, после фрезерования осуществляется бурение бокового ствола с вскрытием продуктивного пласта. После вскрытия продуктивного пласта, проведения геофизических и гидродинамических исследований в боковой ствол спускается  «хвостовик».

Рис.3.2–Профиль  многоствольной скважина 3 уровня с двумя наклонно- направленными стволами

В многоствольных скважинах 3 уровня осуществляется обсаживание пробуренного бокового ствола «хвостовиком», который спускается в боковой ствол и подвешивается в эксплуатационной колонне устройством, обеспечивающим свободное прохождение в боковой ствол.

В качестве примера, из эксплуатационной колонны диаметром 168мм или 178мм основного ствола осуществляется бурение боковых стволов, которые обсаживаются «хвостовиками» из обсадных труб диаметром 114мм. 

В многоствольных скважинах4 уровня с эксплуатационным забоем открытого типа, «хвостовики» цементируются от кровли продуктивного пласта до входа в основной ствол с применением манжеты или заколонного пакера.

Интервал продуктивного пласта эксплуатационного забоя перекрывается фильтрами, установленными в обсадной колонне «хвостовика».

Для обеспечения безопасности при вскрытии второго и следующих боковых стволов предыдущий боковой ствол должен быть изолирован. После вскрытия боковым стволом продуктивного пласта и формирования эксплуатационного забоя в боковом стволе устанавливается мостовая заглушка. После окончания бурения всех стволов мостовые заглушки снимаются, осуществляется спуск необходимого для эксплуатации скважины оборудования, осуществляется вызов притока и скважина вводится в эксплуатацию.

Одним из методов совершенствования технологии строительства горизонтальных скважин является сооружение разветвленно-горизонтальных скважин (РГС) в пределах одного пласта.

Основной задачей при проектировании строительства РГС является расчет такой траектории ствола скважины под эксплуатационную колонну, горизонтальных стволов и места срезки второго ствола, которые обеспечат безаварийную проводку РГС.

В качестве примера, строительство разветвлено-горизонтальной скважины с двумя эксплуатационными забоями с использованием 168мм эксплуатационной колонны.

Исходя из технико-экономических показателей строительства скважины, с учетом геологических особенностей разреза продуктивного пласта, можно предусмотреть следующую схему заканчивания РГС: строительство одного обсаженного и одного необсаженного горизонтальных стволов (с номинальными диаметрами 142.9 мм) из эксплуатационной колонны диаметром 168 мм (рис.3.3).

На основании анализа пробуренных и введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин на продуктивных залежах с геологическими условиями, аналогичными геологическим условиям данного продуктивного пласта, в обсаженном стволе целесообразно применять эксплуатационный забой открытого типа с  использованием  перфотруб.

При необходимости можно осуществлять обсаживание обоих пробуренных горизонтальных стволов РГС перфотрубами.

Рис.3.3 – Схема разветвленно-горизонтальной скважины

При проводке РГС необходимо применять систему контроля строительства ствола скважины LWD, которая позволяет отвести стволы в пределах одного коллектора, получать, при этом, данные о пространственном положении стволов, а также данные о характере насыщения коллектора.

Промысловый опыт строительства РГС показывает технико-экономическую эффективность строительства скважин с разветвленно-горизонтальным окончанием, с увеличением дебита вводимых в эксплуатацию скважин в 1,5 раза выше по сравнению со строительством скважины с одним горизонтальным окончанием.

При применении разветвленных скважин основной эксплуатационный забой горизонтального ствола, как правило, обсаживается обсадной колонной с перфотрубами, а разветвленный горизонтальный ствол остается открытым.

Обоснованием целесообразности применения РГС могут быть геологические особенности строения разреза продуктивного пласта.

В качестве примера, строительство РГС на месторождении в Ноябрьском регионе Западной Сибири [11].

В Ноябрьском регионе промышленная нефтеносность расположена в терригенных отложениях  мегионской  свиты нижнего мела.

Участок разбуривания характеризуется высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу, наличием контактного залегания нефтяной части с мощным водоносным горизонтом.

В Ноябрьском регионе Тюменской области показало высокую эффективность применение технологии двухствольных горизонтальных скважин, так как при этом более равномерно вырабатываются участки расчлененных пластов с толстыми глинистыми перемычками [11]. Особенностью строительства скважины является то, что проводка верхнего 1-го ствола осуществлялась в верхней пачке пласта БС₁₁ с открытым забоем протяженностью в 300 м.

Через глинистую перемычку проложили основной 2-ой ствол протяженностью 550 м, в который был спущен хвостовик диаметром 114 мм (рис.3.4).

Рис.3.4. Схематический профиль Чатылкинского месторождения скважина 1002Г

После окончания строительства разветвленно-горизонтальная скважина № 1002Г была введена в эксплуатацию со следующими добычными параметрами: Q_ж=884,54 т/сут., Q_н=866,18 т/сут.

Накопленная добыча за 1,5 года эксплуатации составила 474294 т. нефти.

Таким образом, совмещение технологии бурения РГС с оптимальным вариантом эксплуатационного забоя открытого типа показало высокую эффективность для сложнопостроенных залежей месторождений.

На основании опытно-промысловых работ строительства РГС, бурение скважин с несколькими эксплуатационными забоями, с учетом геологических особенностей залежи продуктивного пласта и технико-экономических показателей строительства, рекомендуется применять на месторождениях Западной Сибири.

Целесообразно применять РГС на эксплуатационных объектах разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Таким образом, выбор и обоснование варианта эксплуатационного забоя при проектировании строительства скважин должен осуществляться на основе особенностей геологического строения продуктивных пластов нефтегазовой залежи и характеристик ФЕС для обеспечения достижения эффективных технико-экономических показателей строительства и ввода скважины в эксплуатацию.

Назначение вторичного вскрытия продуктивных пластов: создание надежной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной для обеспечения притока флюида из пласта в скважину, закачки жидкости в пласт и достижения запланированных объемов добычи.

Требования к вторичному вскрытию:

– обеспечить высокую степень гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия;

– обеспечить сохранность крепи скважины.

4.1.Влияние технологических процессов вторичного вскрытия на состояние скважины и продуктивного пласта

Степень гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия зависит от уровня дополнительных гидродинамических сопротивлений в прискважинной зоне пласта при притоке пластового флюида в скважину, связанных с сохранностью коллекторских свойств продуктивного пласта в перфорационных каналах, плотностью перфорации, размерами и глубиной перфорационных каналов.

Важным является сохранность крепи скважины в процессе создания перфорационных каналов, что предотвращает возможность возникновения затрубных  перетоков в заколонном пространстве при вызове притока, освоении и эксплуатации скважин.

Таким образом, в процессе вторичного вскрытия продуктивных пластов в результате влияния технологических процессов на прискважинную зону пласта, состояние скважины возможно: снижение коллекторских свойств  продуктивного пласта в создаваемых перфорационных каналах за счет воздействия компонентов перфорационной жидкости на коллектор; нарушения герметичности крепи скважины в обсадных трубах и заколонном пространстве скважины.

В соответствие с этим, необходимо выбрать метод и технологию вторичного вскрытия продуктивных пластов с учетом геологических условий залегания продуктивной залежи: ФЕС коллекторов и расположения вблизи продуктивного пласта насыщенных другим флюидом (водогазонасыщенных для нефтяных залежей или водонефтенасыщенных для газовых залежей) пластов, а также уровня стадии разработки  нефтегазовых месторождений.

Методы вторичного вскрытия

Методы вторичного вскрытия продуктивных пластов в зависимости от соотношения пластового и забойного давлений при вскрытии подразделяются: на вскрытие в условиях репрессии на пласт; равновесия пластового и забойного давлений и в условиях депрессии на пласт.

Наиболее приоритетным с целью сохранности коллекторских свойств пласта является вторичное вскрытие в условиях депрессии на пласт.

Вторым по приоритетности с целью сохранности коллекторских свойств  продуктивного пласта является вторичное вскрытие в условиях равновесия.

С целью безопасности при вторичном вскрытии в условиях депрессии на пласт и равновесия пластового и забойного давлений необходимо осуществлять герметизацию на устье скважины. В соответствие с этим, вторичное вскрытие в условиях депрессии и равновесия осуществляется при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах с герметизацией затрубного пространства.

Применяемый метод вторичного вскрытия определяется в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени влияния перфорационной жидкости на снижение проницаемости продуктивного пласта.

Технологии вторичного вскрытия

Для создания гидродинамических каналов в системе скважина-пласт применяются различные технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Технологии вторичного вскрытия подразделяются на пулевую перфорацию, кумулятивную перфорацию, создаваемую гидродинамические каналы взрывной струей, и щадящие технологии, исключающие взрывные процессы при вторичном вскрытии.

Пулевая перфорация

Пулевая перфорация применялась, в основном, раньше в предыдущие годы, в настоящее время применяется в небольших объемах.

Пулевая перфорация осуществляется путем прострела из пулевых перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Пулевой перфоратор спускается на геофизическом кабеле в интервал продуктивного пласта. После получения электрического импульса с поверхности, заряды взрываются, передавая пулям высокую скорость и пробивную способность, и создаются перфорационные каналы в системе «скважина-пласт».

Диаметры отверстий в зависимости от типа перфоратора составляют 11мм, 12мм, 20мм, 22мм.

Пули в перфораторах простреливаются из прямолинейного горизонтального (типа АПХ) или вертикально-наклонного (типа ПВН) стволов перфоратора.

При этом, глубина создаваемых перфорационных каналов перфораторами с прямолинейном горизонтальным стволом, в основном, небольшая и составляет 50-70мм.

Пулевая перфорация применяется в основном вертикально-наклонными перфораторами (типа ПВН), в которых длина создаваемых каналов за счет вертикально-наклонного ствола увеличена. Например, для ПВН-90 длина перфорационных каналов составляет 140 мм.

При этом, в результате пулевого прострела, осуществляется воздействие на обсадную колонну и зацементированное затрубное пространство, что необходимо учитывать при планировании проведения пулевой перфорации, на основе данных геологического строения продуктивной залежи и характеристик близкорасположенных пластов.

Кумулятивная перфорация

Основной объем применяемой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов относится к кумулятивной перфорации.

Технология создания гидродинамических каналов в системе «скважина–пласт» взрывной струей осуществляется  кумулятивной перфорацией, при которой, образующая в процессе взрыва установленного в перфораторе заряда, кумулятивная струя прорезает обсадную колонну, зацементированное пространство и создает перфорационный канал в продуктивном пласте.

Корпусные перфораторы многократного действия используются неоднократно. После проведения перфорации и подъема перфоратора из скважины в корпус перфоратора устанавливается новый заряд, что позволяет   вновь использовать корпус перфоратора для выполнения следующей перфорации. Перфораторы спускаются на геофизическом кабеле, жестком геофизическом кабеле, гибкой трубе.

К перфораторам многократного действия относятся перфораторы типа ПК-105СМ-02 (глубина перфорационных каналов, в зависимости от установленного заряда, 271-722 мм), ПК-95 и другие аппараты, изготавливаемые отечественными и зарубежными фирмами.

В корпусных кумулятивных перфораторов однократного действия корпус перфоратора используется один раз.

В качестве примера перфораторы типа: ПКО-89СА-01 (глубина перфорационных каналов 765 мм), ПКО-73С (глубина перфорационных каналов 542 мм) и др. Спускаются на геофизическом кабеле, жестком геофизическом кабеле, гибкой трубе.

При этом, корпусные перфораторы однократного действия спускаются в скважину для перфорации и на насосно-компрессорных трубах (НКТ), что позволяет проводить перфорацию в условиях депрессии на пласт и равновесия пластового и забойного давлений.

В перфораторах используется заряды, аналогичные зарядам корпусных перфораторов однократного действия, спускаемых на геофизическом кабеле.

В качестве примера, перфораторы, спускаемые на НКТ, типа: ПКТ-89СМ (глубина перфорационных каналов 751 мм), ПКТ-102СТ (глубина перфорационных каналов 953 мм).

Модульные перфораторы ПМ-73СТ (глубина перфорационных каналов 554мм), спускаемые на НКТ, используются для горизонтальных скважин.

Для проведения вторичного вскрытия продуктивных пластов перфораторами, спускаемыми на НКТ, после установки перфоратора в интервале продуктивного пласта, осуществляется промывка.

В процессе промывки в НКТ помещается резиновый шар, который при промывке, попадая в седло перфоратора, приводит в действие детонатор и происходит перфорация.

Для вторичного вскрытия применяются бескорпусные кумулятивные перфораторы: разрушаемые и с извлекаемым каркасом, которые спускаются в интервал перфорации через лубрикатор на геофизическом кабеле внутри НКТ, что позволяет проводить перфорацию в условиях депрессии на пласт или равновесия пластового и забойного давлений.

 В качестве примера, перфораторы с извлекаемым каркасом типа ПРК-54С (глубина перфорационных каналов 522 мм), разрушаемые перфораторы ПРК-54СА  (глубина перфорационных каналов 518 мм).

При проведении перфорации, в условиях депрессии на пласт и равновесия пластового и забойного давлений, спущенные НКТ герметизируются на устье скважины.

Несмотря на высокие технологические достоинства кумулятивной перфорации, недостатком является то, что при создании кумулятивных струй осуществляется также взрывное воздействие на обсадную колонну и крепь скважины.

В связи с этим, были разработаны щадящие технологии вторичного вскрытия, исключающие фугасное воздействие на обсадную колонну и крепь скважины.

Сверлящая перфорация

Сверлящая перфорация при вторичном вскрытии продуктивного пласта производится сверлящими перфораторами (ПС-112). Перфораторы спускаются на геофизическом кабеле.

Перфоратор представляет собой электродвигатель с редуктором, благодаря которому осуществляется сверление обсадной трубы и горной породы.

Устройство упирается в стенки обсадной трубы и начинается сверление. Глубина просверленных каналов 70-120 мм, диаметр – 12-20 мм.

Сверлящая перфорация предпочтительней при вскрытии продуктивных пластов, расположенных в зоне водонефтяных и водогазовых залежей продуктивных горизонтов, т.к. она обеспечивает щадящий режим вторичного вскрытия.

Опыт промыслового внедрения сверлящей перфорации аппаратом ПС-112, который является распространенным перфоратором с безударным методом вскрытия, показывает высокую эффективность при вторичном вскрытии продуктивных пластов с близкорасположенными водогазонефтяными контактами.

Однако при этом, у перфораторов ПС-112 есть недостаток – это незначительная глубина проникновения в пласт.

В целях совершенствования технологий щадящей перфорации были разработаны более современные технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта сверлящей перфорацией.

В качестве примера, рассмотрим технологию сверлящей перфорации устройством УФПК-1 (устройство для формирования протяженных фильтрационных каналов) [12].

Вскрытие пласта по данной технологии позволяет создавать сверлящей перфорацией гидродинамические каналы диаметром 20мм и длиной до 1м.

Общий вид прибора УФПК-1представлен на рисунке 4.1.

Перфорация с помощью комплекса УФПК-1 имеет ряд следующих преимуществ:

· вскрывать тонкослоистые и маломощные пласты мощностью от 0,5м и более;

· контроль прямыми и косвенными (графическими) методами глубину пробуренного канала;

· Создавать канал строго под 90° относительно оси скважины за счет жесткого соединения буровых втулок;

· Производить вскрытие многоколонной конструкции скважины, т.е. вторичное вскрытие пласта через эксплуатационную и техническую колонны.

Схема работы УФПК в стволе скважины представлена на
рисунке 4.2.

Сверлящая перфорация установкой УФПК-1 по технологии, разработанной ООО «Нефтебурсервис», вполне успешно прошла промысловые испытания на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ЗАО «ТАТЕХ» в Татарстане [12].

Рис.4.1–Общий вид прибора УФПК-1 в скважине

Рис.4.2 – Схема работы УФПК в стволе скважины.

Промысловые испытания УФПК-1 были проведены на скважинах №№560 и 442 Возейского месторождения ТПП «Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» [12].

На скважине №560 в пласте Р2-III было пробурено 4 протяжённых фильтрационных канала, глубиной 1м каждый, на глубинах: 1688м, 1689м, 1690 м, 1691м.

На скважине №442  было пробурено 4 протяжённых фильтрационных канала в ранее перфорированном пласте Р2-III в интервалах 1566.0-1572.0м и 1576.0-1580.0м, на глубинах: 1571м, 1577.5м, 1578м, 1579м с выполнением гидродинамических исследований до и после формирования каналов.

Всего сформировано в каждой скважине по 4 канала диаметром 20мм и длиной 1000мм. Суммарная площадь фильтрации 4 каналов в каждой скважине составила 2512см².

По результатам исследований после операции было отмечено улучшение по основным показателям и характеристикам добычи нефти:

дебит по жидкости увеличился в 2.6 раза: с 2.57м³/сут. до 6.61м³/сут.;

коэффициент продуктивности увеличился на 33%;

обводненность продукции снизилась от первоначальной на 18%.

Таким образом, по вышеприведенным промысловым данным, можно сделать заключение о перспективности внедрения данной технологии в качестве технологии вторичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов, осложненных близкорасположенными водогазонасыщенными интервалами.

В целом, можно отразить эффективность применения сверлящей перфорации в качестве щадящего вторичного вскрытия продуктивных пластов. Совершенствование технологий сверлящей перфорации позволяет решать проблемы, возникающие при вскрытии пластов, осложненных подстилающей подошвенной водой или находящейся в кровле газовой шапкой.

Гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП) осуществляется путем создания механическим способом щелей в обсадной колонне с последующим размывом каналов в цементном кольце и горной породе гидромониторным методом через прорезанные щели.

Гидромеханическим перфоратором, спущенным в скважину на НКТ в интервал продуктивного пласта, создаются механическим путем непрерывные длинные продольные щели.

После создания щелей в обсадной колонне, через перфорированные щели под воздействием гидромониторной струи жидкости, выходящей под высоким давлением на цементное кольцо и горную породу через насадки перфоратора, вымываются сплошные каверны.

Затем, через определенную протяженность интервала продуктивного пласта (например, 0,5м) осуществляется создание следующих щелевых перфорационных каналов.

Длина продольных щелей составляет до 3м. Глубина набитой каверны достигает до 1м.

Создаваемое насосными агрегатами давление для гидромониторного воздействия на цементное кольцо и горную породу с целью образования каверн составляет до 20-25МПа.

В качестве примера, ГМЩП при вторичном вскрытии продуктивных пластов по технологии компании  ООО «НЕККО» [11].

По данной технологии производится вторичное вскрытие продуктивного пласта в виде создания 2‑х или 4‑х щелей на одном метре ствола скважины.

После прорезания щелей в колонне, через них, с помощью гидромониторных насадок в перфораторе, происходит размывание цементного камня и создание каверн в породе продуктивного пласта.

Схематичное расположение прибора в скважине после прорезания щелей в колонне с основными размерами изображено на рисунке 4.3.

В целом, необходимо отметить, что гидромеханическая щелевая перфорация применяется, как щадящая технология вторичного вскрытия и используется в большом объеме в скважинах с близким расположением водогазонефтяных контактов.

Рис. 4.3 – Схема расположения
перфоратора НЕККО-146 в колонне

При этом, преимуществом ГМЩП является также и то, что не извлекая гидромеханический перфоратор из скважины, можно проводить освоение продуктивного пласта компрессированием.

Радиальное бурение

Радиальное бурение осуществляется гидромониторным способом за счет высокого давления, выходящей из сопла гибкой трубы, струи жидкости через предварительно вырезанное отверстие в эксплуатационной колонне. Диаметр создаваемого перфорационного канала составляет 50мм, длина канала достигает до 150м. Создаваемое насосными агрегатами давление для гидромониторного воздействия на горную породу составляет до 100 МПа.

Способ радиального бурения продуктивного пласта является перспективной технологией вторичного вскрытия, а также технологией интенсификации притока из пласта, позволяющим создавать протяженные радиальные каналы, что способствует высокому уровню гидродинамической связи в системе «скважина-пласт».

По данной технологии в обсадной колонне в заданном интервале с помощью направляющего устройства фрезеруется окно, через которое затем осуществляется намывание протяженного радиального канала при помощи гидромониторной насадки на шланге высокого давления. При этом, сложно контролировать траекторию движения сопла в горной породе при проводке канала, поэтому применять радиальное бурение рекомендуется на однородных по толщине продуктивных пластах при отсутствии подстилающих подошвенных вод и газовых шапок.

Радиальное бурение используется для создания высокого уровня гидродинамической связи скважины с пластом. Промысловый опыт применения радиального бурения в определенных геологических условиях залегания продуктивного пласта показал, что при вторичном вскрытии радиальным бурением происходит значительное увеличение дебита, вводимых в эксплуатацию скважин.

Бесперфораторное вскрытие

Бесперфораторное вскрытие осуществляется путем растворения соляной кислотой магниевых заглушек, конструктивно вставленных в отверстия, просверленные в обсадных трубах, после цементирования эксплуатационной колонны.

Применяется технология бесперфораторного вскрытия продуктивных пластов путем использования фильтра с магниевыми заглушками, перекрывающего ранее просверленные в колонне фильтрационные отверстия. После цементирования эксплуатационной колонны через спущенные насосно-компрессорные трубы заглушки растворяют соляной кислотой. Внутренний диаметр заглушек составляет 10мм, 12мм, 16мм.

Бесперфораторное вскрытие может осуществляться в режиме депрессии на пласт или условиях репрессии на пласт с одновременной солянокислотной обработкой продуктивного пласта. Бесперфораторное вскрытие, в основном, применяется в карбонатных коллекторах, а в терригенных коллекторах в меньшем объеме.

Бесперфораторное вскрытие продуктивных пластов, за счет создания гидродинамичесих каналов в системе «скважина-пласт» путем растворения магниевых заглушек, обеспечивает щадящий режим вскрытия и может быть применимо в пластах с близким расположением нефтеводогазоностных контактов пластов.

В процессе вторичного вскрытия после разобщения продуктивных пластов весьма важную роль имеют состав и свойства перфорационной жидкости. Компоненты перфорационной жидкости, находящейся в создаваемых гидродинамических каналах, проникая в коллектор, могут существенно повлиять на коллекторские свойства продуктивного пласта.

Снижение проницаемости продуктивного пласта в перфорационных каналах вызывает дополнительные гидродинамические сопротивления в системе «скважина-пласт» при вызове притока из пласта в процессе освоения и ввода скважин в эксплуатацию, что может негативно повлиять на добычные характеристики вводимых в эксплуатацию объектов. Таким образом, оценка степени влияния перфорационной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта, с точки зрения качества вторичного вскрытия, является актуальной.

В соответствие с этим, перед промысловым применением перфорационной жидкости в процессе вторичного вскрытия, целесообразно провести лабораторные исследования по оценке коэффициента восстановления проницаемости образцов керна после воздействия на них перфорационной жидкости в термобарических условиях, аналогичных промысловым.

Лабораторные исследования проводятся по оценке изменения проницаемости продуктивного пласта после воздействия перфорационной жидкости на естественные образцы керна и образцы керна, подвергнутые воздействию фильтрата бурового раствора, что позволяет оценить реальное влияние перфорационной жидкости на пласт во время вторичного вскрытия с учетом глубины зоны проникновения фильтрата и длины перфорационных каналов [1].

Исследования осуществляются на автоматизированных установках типа FDES-650Z, FDS–350, FDTES-100-140 и других аналогичных установках в условиях, приближенных к пластовым. Испытания прово­дятся на естественных образцах горной породы правильной цилиндрической формы с выдержанным диаметром при термобарических условиях, моделирующих промысловые усло­вия. Для определения проницаемости по жидкости ис­пользуется модель пластового флюида, в качестве которой, в основном, применяется керосин.

Суть проводимых лабораторных исследований заключается в сравнении проницаемостей по жидкости колонки кернов до, и после воздействия перфорационной жидкости в условиях, моделирующих пластовые. Вначале определяется исходная проницаемость образцов керна по модели пластового флюида. Затем осуществляется, в обратном направлении течению пластового флюида, воздействие на образцы керна перфорационной жидкостью в режиме статической фильтрации. После осуществляется движение пластового флюида в прямом направлении на нескольких режимах с различными перепадами давления и определяется остаточная проницаемость колонки кернов после воздействия перфорационной жидкости.

На колонке кернов с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами проводятся исследования по оценке влияния перфорационной жидкости на образцы керна, подвергнутые перед этим воздействию фильтрата бурового раствора.

Для оценки степени влияния перфорационной жидкости  на образцы керна определяется коэффициент восстановления проницаемости β_п, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов после воздействия на него перфорационной жидкости k_п к исходной проницаемости k₀  в процентном соотношении:

β_п = k_п/k₀∙100 %                                                (4.3)

Для оценки степени влияния перфорационной жидкости на образцы керна, подвергнутые перед этим воздействию фильтрата бурового раствора, определяется коэффициент восстановления проницаемости β_1п, который представляет отношение остаточной проницаемости образцов керна после воздействия на них фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости k_1п к исходной проницаемости k₀  в процентном соотношении:

β_1п = k₁/k₀∙100 %                                                          (4.4)

На основании проведенных лабораторных исследований определяется степень влияния перфорационной жидкости вторичного вскрытия продуктивных пластов на состояние прискважинной зоны пласта в зависимости от состава и рецептуры перфорационной жидкости, глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и длины перфорационных каналов.

Таким образом, по данным лабораторных исследований можно оценить эффективность применения различных рецептур перфорационных растворов для качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов и выбрать наиболее приоритетную перфорационную жидкость.

Основными направлениями сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и крепи скважин при вторичном вскрытии являются обоснование и выбор приоритетных, в соответствие с геологическими условиями строения продуктивной залежи, технологии и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта.

При выборе технологии вторичного вскрытия, в соответствие с геологическими особенностями продуктивного пласта, связанными с близким расположением водогазонефтяных контактов, необходимо обеспечить снижение воздействия процесса перфорации на крепь скважины за счет применении щадящих технологий вторичного вскрытия.

При выбранной технологии вторичного вскрытия должно отсутствовать сильное воздействие ударных нагрузок на обсадную колонну, приводящее к нарушению крепления скважины, образованию трещин в цементном кольце заколонного пространства, что может способствовать большой обводненности добываемого флюида при вызове притока из пласта или прорыву газа из близкорасположенных водогазонасыщенных пластов или пропластков.

Для обеспечения качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов необходимо обеспечить высокий уровень гидродинамического совершенства скважины. С этой целью необходимо выбрать метод вторичного вскрытия продуктивного пласта, в соответствие с геологическими особенностями продуктивной залежи.

Повышение гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия можно достичь за счет:

– снижения дополнительных гидродинамических сопротивлений вокруг перфорационных каналов путем применения специальных перфорационных жидкостей;

– увеличения глубины перфорационных каналов;

-применения перфорации в условиях депрессии на пласт;

– очистки ствола скважины перед вторичным вскрытием от компонентов технологических жидкостей, находящихся в эксплуатационной колонне («хвостовике»).

Основные требования к перфорационным жидкостям:

– сохранность коллекторских свойств;

– отсутствие твердой фазы (кроме гидропескоструйной перфорации).

Перед проведением вторичного вскрытия необходимо провести промывку ствола скважины для очистки от компонентов технологических жидкостей, находящихся в обсадной колонне с целью предотвращения их поступления в перфорационную жидкость, что может привести к загрязнению продуктивного пласта.

Для вторичного вскрытия продуктивных пластов наиболее приоритетным является метод вскрытия в условиях депрессии на пласт, с применением в качестве перфорационной жидкости пластового флюида.

Применение нефти при вторичном вскрытии нефтяной залежи в условиях депрессии на пласт обеспечивает сохранность коллекторских свойств, что по данным промыслового опыта, способствует широкому применению данного метода на производстве.

При вскрытии продуктивного пласта в условиях репрессии на пласт рекомендуются к применению перфорационные жидкости на углеводородной основе (РУО) и инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР), где нефть занимает внешнюю оболочку, а внутри эмульсии солевой раствор, что обеспечивает высокий уровень сохранности коллекторских свойств.

Наряду с растворами на углеводородной основе перспективными и эффективными перфорационными жидкостями являются также специальные растворы на водной основе, обеспечивающие сохранность коллекторских свойств  продуктивного пласта.

Например, слабокислотные растворы, типа КПС-1, КПС-2 (с составом в водном растворе ортофосфорной кислоты в количестве 1,5-2,5%).

 Промысловый опыт применения слабокислотных перфорационных жидкостей для вторичного вскрытия на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показал их высокую эффективность с точки зрения сохранности коллекторских свойств  продуктивного пласта и достижения проектных показателей добычи нефти при вводе скважин в эксплуатацию.

Для обоснования и выбора качественной перфорационной жидкости для конкретных геологических условий продуктивного пласта целесообразно использовать результаты лабораторных исследований по оценке коэффициента восстановления проницаемости после воздействия различных рецептур перфорационных жидкостей на коллектор с учетом влияния фильтратов буровых растворов на образцы керна.

При проведении научно-исследовательских работ (НИР) по выбору и обоснованию метода и технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта в конкретных геологических условиях продуктивного пласта необходимо проводить анализ эффективности применяемых технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов в аналогичных геологических условиях строения нефтегазовой залежи.

По результатам проведенного анализа целесообразно провести лабораторные исследования выбранного состава перфорационной жидкости по оценке сохранности ФЕС при вторичном вскрытии продуктивного пласта.

После подтверждения эффективности выбранного технологического процесса вторичного вскрытия продуктивных пластов по результатам проведенных лабораторных исследований необходимо провести опытно-промысловые работы (ОПР) применения обоснованных метода и технологии вторичного вскрытия при строительстве 3 скважин.

 При получении положительных результатов ОПР обеспечить внедрение выбранных метода и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов на промысле.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получения при оптимальных технологических режимах работы экс­плуатационного пласта (объекта) максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него флюидов

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта от жидкости и прочих загряз­няющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых ра­бот для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта [2].

В практике работ к технологическим процессам вызова притока и освоения скважин на месторождениях Западной Сибири сложился единый, стандартный подход. Сущность его заключается в снижении противодавления на пласт путем замены бурового глинистого раствора на техническую воду, а при отсутствии притока – заменой воды на нефть и постепенным снижением уровня жидкости в колонне или созданием депрессии при помощи испытательных инструментов на трубах.

В практике работ для освоения скважин применяются следующие распространенные технологии.

Применяемая технология гидросвабирования заключается в том, что нагнетанием жидкости в пласт в прискважинной зоне создается давление, превышающее пластовое, после чего скважину пускают на самоизлив. Операция повторяется многократно до полной очистки прискважинной зоны пласта.

Технология применения буферного способа освоения скважин широко применялся на разведочных скважинах Западной Сибири. Сущность способа заключается в снижении уровня в колонне путем продавливания нескольких воздушных подушек в затрубное пространство скважины с последующей их продавкой расчётным объёмом технической воды.

Применение метода свабирования заключается в проведении технологического процесса снижении уровня жидкости в скважине с помощью специального устройства – сваба. В настоящее время разработано большое количество конструкций свабов.

Разработан и используется метод освоения скважин с помощью азотгенерирующих установок. Первые работы еще в СССР были проведены на Долинском нефтяном месторождении Закарпатья в скважинах, глубиной 3500 м. В настоящее время разработаны и применяются новые конструкции установок, которые являются более производительными и мобильными.

При этом указанным методам освоения и исследования присущ недостаток – отсутствие контроля за процессом освоения скважин и надежных способов определения достоверных гидродинамических параметров пластов. Для исследования в них используется только метод последовательной смены стационарных состояний (прослеживания уровня, давления) в эксплуатационной колонне, по которым возможно определение лишь коэффициента продуктивности, что явно недостаточно при составления технологических проектов разработки.

Сущность вызова притока из продуктивного пласта скважины состоит в понижении давления на забое (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидко­сти), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обес­печить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто сле­дующими способами:

– заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 кг/м³);

– заменой бурового раствора водой;

– снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

– использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

– поршневанием с подкачкой газообразного агента;

– промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать веще­ственный состав пласта, условия залегания, характер проявления вод и др. Не­доучет этих конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в прискважинной зоне, нарушениям цементного кольца, деформации эксплуатационной колонны, прорыву посторонних вод и т.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких де­прессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем по­сле начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать фор­сированный режим работы скважины для хорошей очистки прискважинной зо­ны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие по­дошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результатив­ность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для продуктивного пласта и определяет эф­фективность воздействия, обеспечивающего прорыв этой блокады, восста­новление продуктивности скважины (пласта). Категории блокады ПЗП клас­сифицируются по степени загрязнения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением [2].

Эти процессы неравнозначны, и оценить степень их влияния на фильт­рационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горно­геологических условий. Процессы, происходящие в ПЗП, систематизиру­ют, как правило, по признакам воздействия. Движущей силой этих процес­сов являются:

– перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;

– разность забойной и пластовой температур;

– результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента на­пряжения, смачиваемости, электродвижущими силами и т. д.

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, на­сыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего пространства, что, в конечном счете, снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется со­отношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для по­верхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам.

Относительно более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или раз­мывания адсорбционных и гидратных пленок на поверхности пор.

Существенное влияние на подвижность углеводородов в зоне проник­новения компонентов технологических жидкостей оказывают перераспределение водонефтегазонасыщенности, на­личие внесенных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП, за зоной про­никновения, происходит при снижении температуры и давления в около- скважинном пространстве, при циркуляции бурового раствора за счет фа­зовых переходов (выделение твердых или газообразных компонентов).

Разрушение или деформация проницаемого пространства, которые воз­можны как при вскрытии пласта бурением, так и при вызове притока из него, определяются уровнем значений репрессий и депрессий на пласт.

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учитывать категорию блокады ПЗП. Универсального способа разрушения любого типа блокады ПЗП при вызове притока в настоящее время нет, поэтому при вы­боре метода воздействия на пласт необходимо учитывать состояние прискважинной зоны, особенно в низкопроницаемых пластах. Различные способы вызова притока определяются по характеру воздействия уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. Выбор способа вызова притока для конкретных объектов в скважине производят с учетом объективных возможностей производства.

В условиях поисково-разведочного бурения определение категории блокады ПЗП затруднено – низка вероятность полу­чения притока из низкопрочных коллекторов при приложении высоких де­прессий. В этих условиях рекомендуется вызов притока из пласта осущест­влять поэтапно, обеспечивая последовательное наращивание возбуждающе­го действия на ПЗП. Показателями этого воздействия являются: перепад давления (депрессия) и характер его приложения, разность пластовой и за­бойной температур. Непосредственному вызову притока из пласта может предшествовать физико-химическое воздействие на прискважинную зону за счет регулирования состава жидкости освоения.

Абсолютное значение депрессии определяют исходя из величины мак­симальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бу­рового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Ве­личина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости ПЗП по углеводородам дос­тигает 60-70 %.

Минимальная величина депрессии, обеспечивающая разрушение бло­кады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отло­жениях должна быть не менее 6,5…8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости прискважинной зоны невысокое.

Вовлечение пластовых агентов и флюидов в движение к забою скважи­ны из фильтрующих каналов различного размера происходит неоднознач­но. Снижение скорости приложения депрессии способствует боле полному охвату фильтрующих каналов и, как правило, более высокому дебиту. С другой стороны, разрушение блокады ПЗП, срыв фильтрационной корки эффективнее происходит при высоких скоростях приложения депрессии. Оптимальный диапазон скорости приложения депрессии – 0,5-5 МПа/ч. Возбуждение притока пластового флюида из закольматированной ПЗП зависит также от адгезионной активности твердой фазы буровых рас­творов и коллекторских свойств породы. При вскрытии неглинистых про­дуктивных пластов на утяжеленных буровых растворах прорыв газа осуще­ствляется в основном при срыве корок, требующем более высокой депрес­сии и скорости ее приложения, особенно в низкопроницаемых коллекторах.

Эффективное напряжение, испытываемое матрицей коллектора, может оказаться в этих ситуациях выше предела упругости и даже предела проч­ности породы. При проектировании технологии вызова притока эти про­цессы необходимо учитывать. В случае отсутствия прочностных данных о прискважинной зоне целесообразно использовать методы вызова притока с плавным приложением депрессии. Это позволит выйти на оптимальный режим при максимальных напряжениях в породах, находящихся в ПЗП. Однако в случае применения для вскрытия пласта бу­рового раствора с тонкодисперсной и адгезионно-активной твердой фазой эффективность плавного приложения депрессии снижается.

Применение неадгезионно-активной твердой фазы в буровых растворах (мел, измельченный известняк, сидерит, целестин и т.п.) с преобладанием частиц размером больше 0,005 мм обеспечивает восстановление гидропро­водности ПЗП при значительно меньших депрессиях [2].

Этим объясняется многократно установленный положительный эффект от применения меловых и подобных им буровых суспензий для вскрытия продуктивных отложений. Кислоторастворимость в данных условиях яв­ляется сопутствующим благоприятным фактором.

Вымывание однообразных фильтратов буровых растворов из ПЗП про­изводится одноцикловым воздействием.

Восстановление подвижности вязких и тиксотропных жидкостей ПЗП обеспечивается циклическим воздействием. Создание депрессии в импульс­ном режиме (с частотой до нескольких сотен герц) способствует разруше­нию эмульсии, газовых дисперсий, гидратных слоев и усадке набухших глин, а также очистке ПЗП от твердой фазы.

Таким образом, технология вскрытия пласта бурением и последующая технология вызова притока взаимосвязаны, и только с учетом этой зависи­мости можно получить при вызове притока максимально возможную про­дуктивность осваемого пласта.

Снижение давления на забой для вызова притока с помощью компрес­сора является наиболее распространенным способом. Этот способ позво­ляет осуществлять вызов притока при установленном на устье оборудова­нии и создавать (резко или плавно) значительные депрессии на пласт.

В зависимости от глубины скважины, прочности колонн и наличия оборудования снижение давления на забой осуществляют разными техно­логическими приемами: вытеснением (заменой) части жидкости, находя­щейся в скважине, газом; изменением направления потока сжатого газа; применением пусковых отверстий и клапанов; нагнетанием в скважину «газовых пачек»; аэрированием жидкости; промывкой пенами.

 Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме. При этом следует учитывать, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой про­мышленности» [3], запрещают снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха из-за возможности образования пожаро- и взрывоопасной смеси.

Наиболее распространенными в настоящее время на промыслах являются передвижные компрессорные установки УКП-80, с подачей 8 м³/мин и максимальным давлением 8,0 МПа. Реже применяют установки КС-16-100 (КПУ-16-100) с подачей 16 м³/мин, давлением 10 МПа и КПУ-16-250 с той же подачей и давлением 25,0 МПа.

Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек.

Технологическая схема процесса приведена на рисунке 5.2.

К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат. После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб.

При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ.

Рис. 5.2 – Схема нагнетания в скважину газовых пачек для снижения  давления на забой:

1 – компрессор; 2 – насосный агрегат; 3 – емкость для воды или водовод; 4 – обратный клапан; 5 – устье скважины; 6 – штуцерная камера; 7 – вода; 8 – газ.

При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт.

 Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом. При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м.

Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.

 Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта.

В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится.

При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно.

В глубоких скважинах с помощью одной газовой пачки не удается получить максимальную депрессию, но эксплуатационная колонна и пласт претерпевают большие знакопеременные нагрузки, которые могут быть причиной деформации колонны.

Поэтому перед планированием и осуществлением процесса должно быть тщательно изучено состояниескважины.

Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек. Технологическая схема процесса приведена на рисунке 5.3.

К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат.

После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб.

При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ. При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат.

Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа.

Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт. Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом.

Рис.5.3 – Схема нагнетания в скважину газовых пачек для снижения    давления на забой:

1 – компрессор; 2 – насосный агрегат; 3 – емкость для воды или водовод; 4 – обратный клапан; 5 – устье скважины; 6 – штуцерная камера; 7 – вода; 8 – газ.

При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м.

Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт  в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.

Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта.

В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится.

При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно.

В глубоких скважинах с помощью одной газовой пачки не удается получить максимальную депрессию, но эксплуатационная колонна и пласт претерпевают большие знакопеременные нагрузки, которые могут быть причиной деформации колонны.

Поэтому перед планированием и осуществлением процесса должно быть тщательно изучено состояние скважины.

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования, объем и ме­тоды которых зависят от целевого назначения скважины.

 Эти исследова­ния направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышлен­ной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, опре­деление эксплуатационных характеристик пласта.

Для оценки продуктивности разреза применяют косвенные и прямые методы.

Косвенные методы позволяют получать характеристики, ориенти­ровочно указывающие на присутствие нефти или газа в исследуемом ин­тервале. К косвенным методам относят оперативный геологический кон­троль в процессе бурения и геофизические методы исследования в сква­жине.

Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Пря­мые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта.

В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как вы­явление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, оценка величины пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.

В группе прямых методов выделяют стационарные и экспресс-методы. Стационарные методы предполагают, что исследование проводят на уста­новившемся режиме фильтрации. Например, метод пробной эксплуатации предусматривает наблюдения в течение длительного времени (до 1 месяца и более). При использовании метода установившихся отборов, наблюдение и измерения проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилиза­ции притока, это позволяет получать характеристику пласта и эксплуата­ционные возможности скважины.

Исследования по экспресс-методу требуют значительно меньше време­ни. В их основе лежит контроль за восстановлением давления в ограни­ченном объеме скважины, сообщающемся с продуктивным пластом после вызова притока из него. Иногда приток контролируют по восстановлению предварительно сниженного уровня жидкости в скважине.

По технологии, применяемым техническим средствам и объему полу­чаемой информации исследования по экспресс-методу можно подразде­лить на испытание и опробование.

Задача опробования – вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу для анализа, определить свободный дебит скважины.

При проведении испытаний ставятся более широкие задачи. Практику­ют два метода испытания скважин: «снизу вверх» и « сверху вниз».

При использовании метода «снизу вверх» скважину доводят до проектной глу­бины, закрепляют обсадной колонной и за ней – цементной оболочкой. Испытания начинают с нижнего объекта, для чего обсадную колонну про­тив этого пласта перфорируют, осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После за­вершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка, рассчитанный на пе­репад давления до 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну напро­тив расположенного выше объекта, испытывают его и переходят к сле­дующему объекту, перемещаясь вверх. Отсюда и название метода – «снизу вверх».

Этот метод продолжают применять в настоящее время, хотя он имеет существенные недостатки: загрязняются в открытом стволе прой­денные при добуривании скважины пласты; возможно искажение резуль­татов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низ­ким пластовым давлением; необходимо спускать и цементировать обсадную колонну для разобщения опробуемых объектов.

Для устранения отмеченных недостатков созданы специальные измери­тельные инструменты, которые позволяют опробовать и испытать каждый объ­ект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия. С созданием таких инструментов появился новый метод, получивший название «сверху вниз».

Приборы и устройства для испытания опробования пластов

Для реализации испытания пластов по схеме «сверху вниз» используют различные глубинные инструменты, которые по конструктивному испол­нению, особенностям применения и назначению можно условно разделить на три типа:

1) пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне труб;

2) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу по­сле вскрытия бурением намеченного объекта;

3) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.

Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с по­мощью пластоиспытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробование пласта, поэтому их обычно называют опробователями.

На рис.5.4 показаны этапы работы опробователя, сбрасываемого внутрь бурильной колонны.

Рис. 5.4 – Этапы (I-III) работы опробователя, сбрасываемого внутрь    бурильной колонны:

1 – шлипсовая головка; 2 – грунтоноска; 3 – седло запорного устройства; 4 – впускное окно; 5 – отсекатель; 6 – пакерующее устройство; 7 – нижнее седло опробователя; 8 – впускной клапан; 9 – долото.

Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости.

Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис. 5.4, этап I).

После спуска опробователя в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующий элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора: происходит изоляция призабойной зоны скважины от остального ствола (рис.5.4, этап II).

С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в опробователе и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 5.4, этап III) и попадает в опробователь.

 Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления.

По истечении времени, отведенного для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают, в результате чего закрывается клапан в опробователе и пакер постепенно возвращается в исходное положение. Опробователь захватывают овершотом и поднимают с помощью каната на поверхность.

Иногда его извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной.

Опробователь, спускаемый на каротажном кабеле, применяют тогда, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для оценки изменения проницаемости пласта по мощности, для определения положения границы пластовой воды и нефти и т.п. (рис.5.5).

После подъема бурильной колонны опробователь спускают в скважину на заданную глубину (рис. 5.5, этап I).

С поверхности по кабелю электрическим импульсом подают команду на выдвижение упорного башмака.

Он прижимает к ограниченному участку стенки ствола скважины уплотнительную подушку, которая изолирует небольшую площадь открытой поверхности пласта.

По команде с поверхности взрывают кумулятивный заряд, и в изолированной части пласта образуется канал, по которому пластовый флюид поступает в нижнюю емкость опробователя (рис.5.5, этап II).

 Регистрирующий манометр записывает восстановление давления в емкости по мере ее заполнения.

Гидравлическая система опробователя в конце исследования закрывает входной клапан емкости.

В результате отобранная проба запирается, избыточное давление под прижимной лапой снижается, и под действием пружины она возвращается в транспортное положение (рис. 5.5, этап III).

Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в скважине, наиболее распространен способ с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб.

Его применяют для испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку незагрязненного буровым раствором пласта.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очистки прискважинной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Рис. 5.5 – Этапы (I-III) работы опробователя на кабеле:

1 – верхний заряд и заглушка; 2 – дифференциальный возвратный поршень; 3 – нижний заряд и заглушка; 4 – прижимная лапа; 5 – герметизирующая накладка; 6 – кумулятивный заряд; 7 – впускной клапан; 8 – баллон.

Современный  пластоиспытатель включает инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений.

Такой испытатель называют комплектом испытательных инструментов (КИИ).

 Применяющиеся в настоящее время комплекты пластоиспытателей разработаны совместно Грозненским   и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ — ГрозУфНИИ.

Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватывают весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм.

На рис.5.6 показана схема пластоиспытателя, спускаемого на бурильных трубах.

В состав пластоиспытателя входят следующие основные узлы: циркуляционный клапан, переводник с глубинным регистрирующим манометром, запорный поворотный клапан (ЗПК), гидравлический испытатель пластов (ИПГ), ясс, безопасный переводник, пакер, фильтр-хвостовик, опорный башмак.

Гидравлический испытатель пластов – главное звено пластоиспытателя – оснащен уравнительным и приемным клапанами.

Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами.

 По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном.

Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем.

Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60-120 кН).

По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается.

 Запорный поворотный клапан закрывается путем вращения бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну.

После его закрытия регистрируется процесс восстановления давления в подпакерном пространстве.

Циркуляционный клапан, установленный над запорным поворотным клапаном, служит для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины.

 Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7-10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление.

Пластоиспытателями управляют с поверхности.

В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изолирует интервал ствола скважины напротив исследуемого объекта от остальной его части, вызывает приток пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбирает пробы пластового флюида для исследования, регистрирует восстановление давления в подпакерной зоне.

Рис. 5.6 – Схема пластоиспытателя, спускаемого на бурильных трубах:

1 – бурильные трубы; 2 – циркуляционный клапан; 3 – глубинные манометры; 4 – запорный поворотный клапан; 5 – гидравлический испытатель пластов; 6 – ясс; 7 – безопасный переводник; 8 – пакер; 9 – фильтр; 10 – хвостовик; 11 – опорный башмак (пята).

Изменения давления регистрируются автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.

В литературе струйные аппараты одного и того же типа встречаются под самыми различными названиями, например инжекторы, компрессоры, эжекторы, элеваторы, насосы и др. В учебном пособии принята классификация струйных аппаратов, учитывающая существо происходящих в аппарате процессов. Таким образом, принята классификация и принципы работы струйных аппаратов, разработанных Р. С. Яремийчуком (1982), Е. А. Соколовым и Н. М. Зингером (1983, 1989) [16].

В результате стендовых испытаний установлено, что протекающие в струйных аппаратах процессы, зависят, в первую очередь, от агрегатного состояния взаимодействующих сред (Р. С. Яремийчук, 1982г.). С этих позиций все типы струйных аппаратов разделены на три группы (Е. А. Соколов и Н. М. Зингер, 1983, 1989 гг.). С этих позиций можно все струйные аппараты разбить на следующие три группы:

‒ аппараты, в которых агрегатное состояние рабочей и инжектируемой сред одинаково;

‒ аппараты, в которых рабочий и инжектируемый потоки находятся в разных агрегатных состояниях, не изменяющихся в процессе смешения этих потоков;

‒ аппараты с изменяющимся агрегатным состоянием сред. В этих аппаратах рабочий и инжектируемые потоки до смешения находятся в разных фазах, а после смешения – в одной фазе, т. е. в процессе смешения изменяется агрегатное состояние одного из потоков.

Условия работы струйных аппаратов зависят также от упругих свойств взаимодействующих сред.

 Под упругими свойствами или сжимаемостью понимается значительное изменение удельного объема среды при изменении ее давления. На практике применяется струйные аппараты, в которых:

1) обе среды (рабочая и инжектируемая) упруги;

2) одна из сред упруга;

3) обе среды не упруги.

В работе рассматривается группа аппаратов, в которых агрегатное состояние рабочей и инжектируемой сред одинаково.

В струйных насосах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектируемому потоку.

 Во время протекания жидкости через струйный насос скорости потоков выравниваются, и затем происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную. Этот фактор оказывается решающим при выносе пластовой жидкости на поверхность.

Процессы, характерные для всех без исключения струйных аппаратов, описываются тремя законами:

– сохранения энергии

где , , – энтальпии рабочего и инжектируемого потоков до аппарата и смешанного потока после аппарата, кДж/кг; – коэффициент инжекции, т.е. отношение массового расхода инжектируемого потока к массовому расходу рабочего потока;

– сохранения массы

где , , – массовые расходы рабочего, инжектируемого и смешанного потоков, кг/с;

– сохранения импульса, который для камеры смешения произвольной формы записывается так:

где , – импульс рабочего и инжектируемого потоков во входном сечении камеры смешения, Н;

–импульс смешанного потока в выходном сечении камеры смешения, Н;

– интеграл импульса по боковой поверхности камеры смешения.

 В цилиндрической камере смешения .

В процессе расчета режима работы струйного аппарата используется его безразмерная характеристика, полученная на основании закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса, которая описывается уравнением (Р.С. Яремийчук, 1982):

где р_с – разница давлений смешанного и инжектированного потоков, МПа; р_р – разница давлений рабочего и инжектированного потоков, МПа;

f_p, f_н, f_c – площади соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения, м²;

ρ_р, ρ_н, ρ_с – плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков, кг/м³;

U – коэффициент инжекции.

Необходимое снижение противодавления на пласт достигается за счет регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами на поверхности с учетом коэффициента инжекции.

На основании практики работ авторами установлено, что при освоении скважин величина забойного давления на приёме струйного насоса имеет следующую зависимость:

Рн = Рг – (0,7 ‒ 0,8) Ра,                                (5.5)

где Рн – давление на приёме струйного насоса, МПа;

 Рг – гидростатическое давление на глубине установки насоса, МПа;

 Ра – рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа.

Подстановка значений давлений на приёме струйного насоса в выражение (5.5) позволяет оперативно, в промысловых условиях, управлять создаваемыми депрессиями на продуктивные пласты.

Из опыта работ следует, что гидродинамические исследования пластов рекомендуется проводить:

‒ методом установившихся отборов на 3–4 режимах с определением коэффициента продуктивности. Время работы на режиме не менее 2–3 часов;

‒ методом восстановления давления путем остановки работы гидравлического насоса на 1–2 часа.

Обработку КВД проводят по методу Хорнера.

Использование струйных аппаратов обеспечивает достаточно высокое качество освоения скважин и интенсификации притока за счет глубокого дренирования прискважинной зоны пласта и ее очистки от продуктов бурения.

Эксплуатация струйных насосов дает возможность:

– создавать заданную депрессию на пласт и, при необходимости, управлять её величиной и периодом ее создания без использования компрессорных и азотгенерирующих установок;

– проводить в процессе освоения скважин запись кривых восстановления давления после снижения давления в подпакерной зоне до проектной величины;

– осуществлять дистанционный контроль регистрирующими приборами, изменения давления в процессе исследования и очистки ПЗП.

Таблица 5.1 – Результаты работ по освоению скважин струйными насосами на Приобском месторождении

Номер скв.	Интервал освоения, м	Пласт	До интенсификации		После интенсификации		Коэф. прониц. Кпр10‒15 мкм2	ОП после интенси	Примечание
			Дебит м3/c	Коэф. прод. м3/сут атм	Дебит м3/c	Коэф. прод м3/cут МПа
			Ндин, м		Ндин, м			До интенсиф.
137	2622‒2654			0,065		0,102	2,79	1,57	После повт. перфор.
241	2694‒2704			0,021		0,064	7,25	3,04
251	2594‒2605		«сухо»	‒		0,014	0,78
290	2633‒2648			0,0286		0,047	17,8	1,68	После повт. перф.
291	2664‒2679			0,044		0,03	5,8	0,75
332	2596‒2640			‒		0,023	11,5	5,9 (по дебитам)	После СКО
400	2722‒2711 2728‒2734			‒		‒	‒	15,6	После КЩО
418	2790‒2813 2761‒2772		«сухо»	‒		0,017 0,011	‒		После СКО ‒”‒
419	2681‒2691 2775‒2735		«сухо»	‒		‒	‒		После КЩО
427	2655‒2779 2682‒2698			0,07		0,097	7,5	1,4	После СКО
600	2680‒2695			‒	2,86 1234	‒	‒	2.04 (по дебитам)
611	2724‒2759 2818‒2826			‒		0,015	28,3	4,88 (по дебитам)

В таблице 5.1.представлены результаты освоения скважин струйными насосами на Приобском месторождении.

 В 3‒х скважинах (251, 418, 419) получены притоки нефти, хотя до интенсификации объекты характеризовались как непродуктивные.

 В скважинах 332, 600 и 611, из‒за отсутствия промысловых данных для определения коэффициента продуктивности, расчёт отношения продуктивностей (ОП) сделан как отношение дебитов до и после интенсификации относительно известной величины депрессии до воздействия на продуктивные пласты. В скважине 291 не удалось достигнуть увеличения продуктивности из‒за длительности по времени простоя после СКО до момента воздействия струйным насосом. Для данной группы скважин высокую эффективность показал комплексный метод воздействия на ПЗП солянокислотными или кислотно‒щелочными растворами (скв. 332, 400, 418, 419, 427), с последующим освоением и исследованием пластов струйными насосами.

Целесообразность производства работ на разрабатываемом Ермаковском месторождении базировалась на следующих данных. По результатам обработки промыслово‒геофизического материала 135 скважин Ермаковского месторождения, пробуренных в 1987–1990 гг., глубина зон проникновения фильтрата бурового раствора достигла гораздо больших значений, чем глубина вскрытия пластов перфораторами. В 75 % случаев глубина зоны проникновения фильтрата бурового раствора изменялась от 0,6 до 3 м, в то время как глубина вскрытия пласта перфораторами ПКС‒80, ПК‒105 не превышала 0,35‒0,40 м. Поэтому в подавляющем большинстве случаев вскрытие продуктивных пластов перфорацией не выходит за пределы зон проникновения фильтрата бурового раствора со всеми вытекающими отсюда последствиями: ухудшаются коллекторские свойства пластов, уменьшается полнота охвата продуктивного разреза, существенно снижаются дебиты скважин.

Анализ текущего состояния действующего фонда скважин месторождения позволяет сделать вывод, что 31 % скважин имеет дебиты нефти, составляющие менее 50 % потенциального. Дренирование пласта струйным насосом по каждой скважине осуществлялось в течение 4–6 ч. В результате количество вынесенной из скважины смеси фильтрата бурового раствора, парафина, загрязнений с водой составляло 0,5–9 м³. Работы осуществлялись без особого подбора скважин, все они были взяты из бездействующих или простаивающих. Успешность операций составила 60 %. В скважинах с положительным результатом дебит нефти увеличился в 1,5–3 раза. По данным замеров, сделанных отдельно в скважинах, дополнительная добыча нефти составила 4594 т., что в среднем равно 459,4 т на одну успешную скважино‒операцию (таблица 5.2).

По некоторым скважинам эффект прекратился или снизился по организационно‒техническим причинам. Средняя продолжительность эффекта

Таблица 5.2‒ Результаты применения насоса УЭИП‒1 на добывающих скважинах Ермаковского месторождения

составляет 2,6 месяцев (82 сут). По многим скважинам (44 % от числа отработанных) эффект продолжается.

С целью увеличения дебита скважин и снижения скин‒эффекта на эксплуатационных объектах Ермаковского месторождения проводились работы по оптимизации режимов эксплуатации скважин с применением струйного насоса типа УЭИП‒1.

Таким образом, анализ результатов применения струйных аппаратов для освоения скважины, очистки прискважинной зоны пласта от загрязняющих компонентов с целью увеличения дебитов и вывода скважин на потенциальный режим свидетельствует о достаточно высокой эффективности данных работ. Даже на таком сложном с геологической точки зрения месторождении, как Ермаковское, успешность работ составила около 60 %.

Очевидно, что более тщательный подбор скважин на основе геологического изучения пласта, скелета породы и анализа показателей эксплуатации скважины, а также контроль над выполнением технологическихопераций позволяют успешно использовать метод управляемых депрессий при интенсификации притока на других месторождениях Западной Сибири.

Всего за счёт применения струйных насосов, для целей освоения скважин, на Ермаковском месторождении дополнительно добыто 4594 тыс. т. нефти.

Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов

На начальном этапе работ необходимо установить начальную продуктивность скважины . Для этого в точках 1, 2, 3 и 4 (рис.5.7) осуществить двухчасовые режимы освоения скважины и после четвертого режима закрыть скважину на забое на срок более двух часов для регистрации кривой восстановления давления. Также отстроить начальную индикаторную характеристику и определить коэффициент начальной продуктивности скважины .

Следовательно, при забойном давлении на первом режиме и депрессии  дебита пластового флюида из скважины не будет получено ( ). На втором режиме и забойном давлении в скважине  и депрессии  будет получен дебит пластового флюида . Соответственно, на третьем и четвертом режимах при , ,  и , , .

Начальная индикаторная характеристика 1, 2, 3, 4 берется за основу планирования и проведения работ второго этапа по интенсификации притока нефти и освоения скважины с помощью струйного насоса. Основная цель второго этапа работ – по возможности максимально снизить фильтрационные сопротивления в прискважинной зоне пласта и подготовить ПЗП к обработке химическими растворами с целью повышения ее проницаемости.

На данном этапе работ необходимо осуществить пять режимов освоения.

Рис. 5.7 – Планирование и проведение эффективной технологии освоения скважины и интенсификации притока с помощью струйного насоса

Согласно рис. 5.7 режимы второго этапа работ по интенсификации и освоению скважины с помощью струйного насоса будут следующими:

1 – при забойном Р_с1 и ∆Р₀₂ определить дебит Q₁ ¹.

2 – при депрессии на пласт  производится дренирование скважины в следующем порядке: 5–10 минут выдержка пласта под депрессией, 15–20 остановка наземного насосного агрегата, снятие депрессии. условно принимается равным гидростатическому . Количество депрессионных циклов осуществляется до полной стабилизации дебитов пластовых флюидов и отсутствия в них механических примесей. После дренирования продуктивного пласта скважина в течение двух часов осваивается на режиме указанной депрессии, при этом давление на приеме струйного насоса будет  согласно рисунку 5.7;

3 – При депрессии на пласт  проводится дренирование в указанном выше порядке, затем двухчасовое освоение скважины при данной депрессии, давление на приеме струйного насоса будет .

4 – Дренирование скважины при депрессии на пласт . Количество циклов и условия аналогичны выше описанным. Затем двухчасовое освоение скважины на указанной депрессии, при этом давление на приеме насоса составит .

5 – Циклическое дренирование скважины при депрессии на плат . Двухчасовое освоение и закрытие скважины на забое для регистрации КВД.

Соответственно для каждого режима определяются технологические параметры. По выражению (5.6) определяется – рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа.

Для режима 2:

По технической характеристике наземного насосного агрегата при данном рабочем давлении  определяется расход рабочей жидкости  (м³/сут), рабочая скорость прокачки, число оборотов коленчатого вала.

По формуле (5.7) определяется коэффициент инжекции:

где – дебит скважины при режиме освоения 2’, м³/сут.

Далее, по выражению (5.3) определятся относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом:

где , , – площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, м, камеры инжекции и камеры смешения, м²; , , – плотность соответственно рабочего, инжектируемого и смешанного потоков, кг/м³.

Для определения коэффициентов гидравлических сопротивлений в трубном  и кольцевом пространстве  по формулам (5.7) и (5.8) определяем числа Рейнольдса:

где – коэффициент динамической вязкости рабочей жидкости, мПа·с; – внутренний диаметр труб, м.

Для кольцевого пространства

где – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; – наружный диаметр насосно‒компрессорных труб, м; – динамическая вязкость смешанной жидкости, мПа·с; – расход смешанной жидкости, м³/с.

Согласно выражений (5.11) и (5.12) определяем потери давления в НКТ и кольцевом пространстве скважины:

где – глубина установки струйного насоса, м; – внутренний диаметр НКТ, м; – наружный диаметр НКТ, м; – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Определяем давление на входе в рабочее сопло струйного насоса:

где ‒ давление рабочей жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа.

Давление на выходе струйного насоса определяется по формуле (5.14):

где – давление смешанной жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа.

Относительный перепад давлений, развиваемый струйным насосом при создании депрессии на пласт, согласно выражения (5.15) и откачки пластового флюида для режима 2:

Полученное выражение должно корректироваться с основной формулой (5.7).

После осуществления второго этапа работ по освоению и интенсификации притока необходимо провести обработку ПЗП химическими растворами (кислота, щелочи, ПАВ, растворители и т.д.).

Виды химических обработок прискважинной зоны пласта определяются из промыслового опыта каждого месторождения и конкретного пласта.

Далее в режиме максимальной депрессии при давлении на приеме струйного насоса  производится откачка из ПЗП прореагировавших химических растворов и переходят к третьему этапу работ по освоению скважины, интенсификации притока с помощью струйного насоса. В данном случае также необходимо определить забойное скважинное давление, при котором дебит скважины .

На данном этапе работ необходимо осуществить шесть режимов освоения скважины и значительное количество циклов дренирования пласта. Порядок, условия, продолжительность, расчет режимно‒технологических параметров аналогичны предыдущему второму этапу работ.

В реальных практических условиях полностью устранить фильтрационные сопротивления в ПЗП  и достигнуть  в залежи очень трудно. Однако, существует эффективный способ кардинального изменения состояния прискважинной зоны пласта с точки зрения значительного повышения ее проницаемости, если геолого‒технические условия соответствуют следующим требованиям:

– высокое качество крепления эксплуатационной колонны;

– пласт представлен в высокой степени сцементированным поровым коллектором;

– отсутствуют в разрезе близкорасположенные водоносные горизонты;

– мощные и литологически выдержанные кровля и подошва продуктивного пласта.

Большое внимание уделено изучению закономерностей дилантантного разрушения низкопроницаемых отложений ачимовской, баженовской и тюменской свит. В данной работе на достаточном промысловом материале при его обобщении установлено, что создание в скважине глубоких депрессий сопровождается дилантантным разрушением пласта, превращающим его в пористо‒трещиноватый коллектор. По мере отбора жидкости из пласта и снижения порового давления происходит дополнительное нагружение скелета весом вышележащих пород. Когда перегрузка в каком‒либо месте превосходит локальный предел прочности на сжатие, то в нем появляются микротрещины или новые поры, в результате увеличивается проницаемость.

Рассматриваются два вида протекания дилантантного процесса: первый в проницаемом пласте, второй в поровом коллекторе. При всем этом, он считает, что процесс образования новой системы трещин и пор в пласте идет более интенсивно, если к упругой энергии, запасенной в пористой среде, добавляется энергия выделяющегося из нефти газа.

Четвертым этапом работ по интенсификации притока нефти и освоению скважины является увеличение фильтрационно‒емкостных свойств продуктивного горизонта развитием трещиноватости не только по удалению от стенки скважины, но и по всей его мощности дилантантным разрушением пласта из‒за создания в нем высоких напряжений от нагружения его весом вышележащих горных пород. Дилантантное разрушение горных пород продуктивного пласта протекает более эффективно, когда на пласт создаются депрессии, обеспечивающие условие (в данном случае определяется давление насыщения нефти газом , рассчитываются режимно‒технологические параметры, величина депрессии).

Количество режимов и время выдержки пласта под высокой депрессией могут конкретно регламентироваться в промысловых условиях по стабилизации дебитов пластовых флюидов, отсутствия в промывочной жидкости механических примесей и продуктов разрушения пласта.

После четвертого этапа работ скважина осваивается на режимах, аналогичных предшествующему этапу работ, при этом размерности дебитов по оси абсцисс могут кратно увеличиваться.

На основании проведённых исследований построена блок – схема проведения работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами на месторождениях Западной Сибири (рис.5.8).

Рис.5.8 – Блок‒схема освоения и исследования пластов с помощью струйных аппаратов на месторождениях Западной Сибири

Рассмотрим точное решение задачи о потенциале точечного стока в однородно‒анизотропном пласте с осевой симметрий и конечным радиусом контура питания и решение для скважины с произвольным (узким) интервалом перфорации колонны.

В области, содержащей источники или стоки потенциал удовлетворяет уравнению Пуассона:

где  – оператор Лапласа;

 – потенциал;

 – плотность стоков, как функция координат x,y,z.

Рассмотрим приток к точечному стоку с координатами , , расположенному в круговом осесимметричном однородно‒анизотропном пласте конечного радиуса . В этом случае уравнение (5.16) будет иметь вид:

где  – мощность точечного стока;

     – функция Дирака;

     – коэффициент анизотропии.

    Будем считать кровлю  и подошву  непроницаемыми, т.е.:

На внешнем контуре  принимаем при .

Задачу (5.17), (5.18) будем решать методом интегральных преобразований Ханкеля с конечными пределами. Применяя дважды формулу обращения, получаем решения для распространения потенциала скорости фильтрации, вызванного работой точечного стока:

Здесь безразмерные координаты и параметры представляют следующее соотношения:

где  – функция Бесселя первого рода нулевого порядка;

     – функция Бесселя первого рода первого порядка;

     – положительный корень уравнения ;

    ,  – гиперболические косинус и синус соответственно.

Будем считать, что скважина представляет собой линейный сток с постоянным удельным расходом

где  – дебит реальной скважины (полный расход через реальную вскрытую часть продуктивного пласта),  – интервал вскрытия пласта. Тогда потенциал выразится интегралом:

Подставляя (5.14) и (5.15) в выражение (5.18), переходя к безразмерным параметрам (5.16), после интегрирования и ряда преобразований получаем решение для потенциала, вызванного работой вскрытого интервала (линии стоков) продуктивного пласта при любом его расположении:

,       (5.24)

где ; ; ;                                                                   (5.25)

     – потенциал на контуре питания.

Чтобы определить положение нейтральной линии тока , надо взять первую производную функции по координате  и приравнять ее к нулю.

    Получаем

где             .             (5.27)

    Решая (5.16), находим значения  в зависимости от  и . Расчеты произведены на ЭВМ, результаты за табулированы.

    Рабочее уравнение для потенциала точечного стока можно легко получить, полагая , . Тогда получаем:

, (5.28)

    После ряда преобразований формулы (5.23), получаем

Решения (5.14) и (5.19) могут быть использованы при испытании скважин после бурения при вызове притока в малом интервале вскрытия, а также при определении оптимального интервала вскрытия нефтяного пласта вертикальной скважиной в нефтегазовой залежи (нефтяной оторочки) с подошвенной водой и при определении оптимального местоположения горизонтальной скважины в тех же условиях.

5.8 Применение универсальной модели для определения           характеристик пластов и скважин

Разрабатываемая универсальная модель предполагает решать следующие проблемы: интенсификацию притока жидкости; определение характера течения жидкости и газа в обсадной колонне и насосно‒компрессорных трубах (НКТ); расчет параметров пласта и призабойной зоны; прогноз продуктивности нефтяных и газовых скважин и изменение продуктивности во времени; перенос тепла от пласта к скважине и на поверхность; предупреждение образования гидратов; экономические вопросы. Ниже кратко изложены отдельные элементы универсальной модели.

Интенсификация притока . Этот раздел универсальной модели предполагает: проанализировать существующие методы и технологию воздействия на прискважинную зону пласта методики выбора способов интенсификации; изучить двумерную модель гидроразрыва Томаса и др., описывающую линейное течение жидкости в трещине, а также течения жидкостей, не подчиняющиеся закону Ньютона и закону Дарси; изучить модель и программу 2‒Д‒модели Геертсма и Де‒Клерка и модель гидрокислотного разрыва (ГКР) Томаса и соавторов обосновать эффективную методику выбора метода воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) [17,18].

Программа для модели Томаса позволяет моделировать результаты ГРП как в известняках, так и в доломитах с использованием соляной, ацетоновой, муравьиной кислот. С помощью этой модели можно рассчитать длину проникновения кислоты и проводимость трещин. Эта модель предусматривает две стадии ГРП: на первой – введение расклинивающего агента, на второй – закачка в пласт кислоты. Эта же модель позволяет найти геометрию трещины после закачки кислоты, в частности ширину трещины. Знание ширины трещины необходимо для моделирования течения кислоты в трещинах. Для расчета длины обработанной кислотой трещины необходимо знать скорость реакции с наполнителем трещины.

В работе Уильямса и соавторов (1979) отмечается, что для известняков реакция с кислотой ограничена скоростью переноса кислоты на поверхность горной породы, а не скорость реакции на поверхности. В эту программу для моделирования Уильямс и Найрод ввели корреляционный коэффициент эффективного взаимодействия кислоты с породой и насыщающим породу флюидом. Они установили, что в доломитах кинетическая реакция происходит совершенно иначе, чем в известняках. Уильямс и Найрод получили решение, которое связывает концентрацию кислоты с расстоянием проникновения кислоты в трещину. При этом предполагалось, однако, что потери кислоты не происходит. Отношение общей концентрации кислоты к концентрации кислоты на площади ее нагнетания, равной единице, будет указывать на возможное максимальное расстояние проникновения кислоты и соответственно определять длину трещины при ГРП.

Определение характеристик течения в скважинах. В основу программы универсальной модели в целях определения технологических характеристик скважины и фильтрационных параметров положено решение дифференциального уравнения псевдостационарного состояния процесса фильтрации жидкости в пласте.

В качестве переменных параметров пласта рассматривают: плотность перфорации колонны, полудлину трещины, скин‒эффект, степень отклонения фильтрационного потока от закона Дарси, давление на устье скважины, диаметр труб. В универсальную модель включается теоретический анализ вскрытия и заканчивания скважин (вертикальных, наклонных, горизонтальных). Для определения изменения давления по стволу скважин и характера движения жидкости и газа используются известные методы, предположенные как отечественными, так и зарубежными исследователями, как для однофазного, так и двухфазного потоков (Мамаев, Одишария, Каллендер, Смит, Хейдждорн и Браун, Тернер и др.).

В случае радиального течения, когда забойное давление  больше давления насыщения , дебит нефти определяется известной формулой:

где  – коэффициент продуктивности;

     – среднее пластовое давление;

     – давление на забое скважины.

Коэффициент продуктивности  является функцией проницаемости , толщины пласта , объемного коэффициента нефти , динамической вязкости , радиуса области дренирования  и радиуса скважины  конфигурации формы взрыва , скин‒эффект  и коэффициента  отклонения от линейного закона Дарси.

Когда эксплуатация скважины ведется при , то дебит нефти можно рассчитать по формуле Фетковича:

где  – относительная фазовая проницаемость для нефти, как функция насыщенности .

Если , то уравнение (5.31) принимает вид

В случае радиального притока газа для определения дебита используется известная двучленная формула. Функциональная формула записи этой формулы следующая:

где  .                                         (5.34)

При вскрытии и заканчивании скважины различают два вида скин‒эффекта: скин‒эффект ламинарного течения  (терминология американских авторов), обусловленный ухудшением фильтрационных параметров разрушения призабойной зоны пласта, и скин‒эффект , обусловленный отклонением фильтрации от закона Дарси.

Если величина скин‒эффекта ламинарного течения является постоянной, то величина второго  зависит от скорости фильтрации.

Ламинарный скин‒эффект  представляет сумму:

где  – добавочное фильтрационное сопротивление, обусловленное перфорацией колонны;

     – фильтрационное сопротивление, обусловленное частичным вскрытием пласта;

     – фильтрационное сопротивление, обусловленное зоной разрушения;

     – фильтрационное сопротивление, обусловленное зоной уплотнения;

     – фильтрационное сопротивление, обусловленное углом наклона скважины;

     – фильтрационное сопротивление, обусловленное нарушением закона Дарси.

Для определения  можно воспользоваться методиками Щурова, Харриса, Телкова‒Федорцова, Локка и др.

Скин‒эффект  можно рассчитать по формуле Локка (1981):

Скин‒эффект  обусловленный относительным вскрытием пласта, Томас с соавторами предлагает определять по формуле Бронза и Мартинга (1961):

Скин‒эффект  определяется согласно Мак‒Леода (1983), Клотца и др. (1974), Сосье и Лэндса (1978) по формуле:

Скин‒эффект  наиболее эффективно можно определить по методике Телкова А.П., изложенной в ряде работ. Для определения скин‒эффекта  Синко‒Лей и соавторы предлагают формулу:

В формулах (5.36‒5.37) приняты следующие обозначения:

 – эффективная толщина продуктивного пласта;

 – вскрытая толщина пласта;

 – радиус зоны разрушения;

 – радиус скважины;

 – проницаемость продуктивного пласта в плоскости напластования;

 – проницаемость в зоне разрушения;

 – длина перфорационного канала;

 – плотность перфорации (число отверстий на погонный метр);

 – радиус зоны уплотнения;

 – радиус перфорационных отверстий;

 – проницаемость в уплотненной зоне;

 – относительное вскрытие пласта;

 – коэффициент анизотропии;

 – вертикальная проницаемость;

 – функция, введенная Голаном и Уитсоном (1986), имеющая вид:

,

где  – толщина разрушенной зоны;

     – угол девиации скважины.

При больших дебитах (больших скоростях течения жидкости) линейный закон Дарси нарушается. Тоа Л.К. и др. предлагают определять коэффициент отклонения  от закона Дарси по весьма сложной формуле, функциональная зависимость которого записывается в виде:

.       (5.40)

Проще определять скин‒эффект , обусловленный нарушением линейного закона Дарси, по методике предложенной В.А. Телковым (1989).

Эффективность мероприятий по увеличению притока пластового флюида с помощью струйных насосов рекомендуется оценивать по кратности увеличения продуктивности скважины h₂ к его первоначальному значению h₁.

Для оценки эффективности проводимых мероприятий по освоению низкодебитных скважин, интенсификации притоков с помощью струйных насосов необходимо в начале провести исследования на 3–4 режимах, каждый продолжительностью 1–2 часа, и по окончании путем закрытия скважины на забое в течение 2 часов записать кривую восстановления пластового давления (КВД). По полученным результатам отстраивают начальную индикаторную характеристику скважины в координатах дебит – забойное давление. Методика позволяет по уклону прямой на графике определять начальный коэффициент продуктивности, а в точке пересечения оси давлений – величину начального пластового давления.

В дальнейшем осуществляются мероприятия по интенсификации притока из пласта, которые включают:

– обработку ПЗП различными химическими составами;

– создание плавных регулируемых депрессий на пласт с помощью струйного насоса;

– дренирование пласта кратковременными депрессиями различной величины.

По окончании данных работ на забое скважины также регистрируется КВД. На графике отстраивается индикаторная характеристика скважины с конечным коэффициентом продуктивности. Отстраивая индикаторные характеристики, оператору нет необходимости в подъеме глубинных приборов из скважины. Многолетняя практика показывает, что снижение забойного скважинного давления при использовании струйного насоса имеет следующую зависимость:

где – гидростатическое давление жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа; Р_р–рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа; Р_с – забойное скважинное давление, МПа.

Указанная зависимость правомерна при эксплуатации струйных насосов, со следующими конструктивными параметрами:

– диаметр рабочего насадка d_р=4–5,6 мм;

– диаметр камеры смешения d_с=8–9,5 мм.

При сравнении коэффициентов продуктивности до и после воздействия на ПЗП никаких осложнений не возникает, если индикаторная линия выходит в 0, начало ординат, что соответствует начальному пластовому давлению в залежи. Однако, практика показывает, что в большинстве случаев, в особенности при работе с низкопроницаемыми коллекторами, продолжение прямой до пересечения с осью давлений позволяет определить некоторое значение условного пластового давления, Р_пл.усл., на много меньшего по своей величине установленного для залежи начального пластового.

Обозначим согласно построению на рисунке 5.9.  снятые с начальной индикаторной характеристики до проведения работ по интенсификации притока с помощью струйного насоса, а также – после мероприятий по интенсификации притока.

Будем считать, что  и  есть дополнительные потери давления в прискважинной зоне пласта в следствии скин–фактора .

В случае, если мероприятия по освоению скважины и интенсификации притока осуществляются успешно, то дополнительные потери давления в ПЗП снижаются и соблюдается условие ,

Начальный коэффициент продуктивности скважины:

где Q^x₁ – дебит скважины на начальном этапе исследования скважины при забойном давлении Р_с и максимальной депрессии .

После проведения работ по интенсификации притока дебит скважины Q^x₂=Q^x₁ ∆Q при тех же значениях Р_с и DР_мах,

Рис. 5.9 – К выводу зависимости

Тогда

В выражениях (5.42) и (5.43) прибавим и вычтем из знаменателей величину Р_пл и преобразуем их к виду:

Взяв отношение (5.44) к (5.45) получим:

или

Основное назначение проводимых работ на скважине – это повышение её продуктивности и, в конечном итоге, достижение потенциальных возможностей пласта. В данном случае на рисунке 5.9 это будет индикаторная характеристика 3. Тогда конечный коэффициент продуктивности скважины:

Следовательно, благодаря правильно спланированным и успешно осуществленным мероприятиям по освоению скважины и интенсификации притока, фильтрационные свойства пород (ФСП) в прискважинной зоне увеличились и сравнялись с ФСП удаленной зоны продуктивного пласта.

Поэтому понятие потенциальной продуктивности скважины отражает следующее:

– равенство проницаемостей прискважинной и удаленной зон пласта;

– отсутствие в ПЗП фильтрационных сопротивлений;

– выход индикаторных характеристик на графиках на величину начального пластового давления в залежи продуктивного пласта.

Проведенные исследования показали изменение состояния прискважинной зоны пластов. Об этом свидетельствуют показания, приведенные в таблице 5.3.

Таблица 5.3

 Результаты исследований скважин струйными насосами.

5.10 Технические устройства и технологии освоения
и исследования скважин

Рассмотрим способ и устройство для вскрытия, освоения и исследования пласта (рис. 5.10). Для расширения функциональных возможностей струйных насосов за счет возможности проведения многократных обработок пласта, снижения затрат на проведение спускоподъемных операций, разработаны способ и технология проведения работ, которые позволяют провести весь цикл освоения пласта за один спуск‒подъем оборудования.

Рис. 5.10 – Устройство и способ для вскрытия,
освоения и исследования пласта

Используя этот способ и устройство, можно за один спуск подземной компоновки проводить вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией, а так же его освоение и исследование [15,19].

Устройство спускается на насосно‒компрессорных трубах 1 и включает корпус 2 с осевым каналом 3, втулку 4 с инжекционным отверстием 5, фиксатор 6 и пружину 7, установленные в центральном осевом канале. Струйный насос 8 содержит соединенные между собой рабочую камеру 9, имеющую рабочее отверстие 10, конфузорную камеру 11, имеющую инжекционное отверстие 12 и диффузор 13. Устройство также включает пакер 14 и патрубок 15 с обратным клапаном 16. Обратный клапан 16 установлен в кольцевом канале 17 патрубка 15. В нижней части патрубка 15 выполнены приемные каналы 18. Под патрубком 15 установлен гидропескоструйный перфоратор 19, который имеет осевое отверстие 20 и посадочное седло 21. Кроме того, устройство включает глубинный прибор 22, спускаемый на скребковой проволоке 23 в комплекте с клапаном 24 и запорным элементом 25.

При необходимости, при спуске устройства, ниже пакера 14 могут быть установлены трубы в нужном количестве. Запорный элемент 25 крепят скребковой проволокой 23 к нижнему наконечнику глубинного прибора 22 и устанавливают на устье в специальном приспособлении (не показано), позволяющем спускать и поднимать данное оборудование в скважину при наличии давления в трубном пространстве.

Нагнетательная линия наземного насосного агрегата обвязывается с трубным и межтрубным пространством скважины с возможностью переключения при помощи задвижек.

Глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 с помощью неземной лебедки спускают на проволоке 23 в НКТ до посадки элемента 25 на посадочное седло 21 перфоратора 19.

Путем нагнетания абразивной жидкости наземным насосом производят подачу ее на гидропескоструйный перфоратор 19, где она реализуется в виде струй, обладающих достаточной кинетической энергией, способной разрушать обсадную колонну, цементный камень. Таким образом, происходит вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией.

Забойное давление при гидропескоструйной перфорации фиксируют глубинным прибором 22. После подъема глубинного прибора 22 и снятия с него информации определяют глубину перфорационных каналов по определенному перепаду давления на насадках перфоратора 19. Вскрытие производят по стандартной методике. После каждой позиции подъем или наращивание труб в скважине осуществляют только после подъема прибора 22 с запорным элементом 25 на поверхность.

После проведения вскрытия гидропескоструйный перфоратор устанавливают в средней части продуктивного пласта. Затем осуществляют операцию по разобщению пласта и межтрубного пространства при помощи пакера. В затрубном пространстве создается необходимое давление с целью проверки герметичности пакера. О герметичности пакера судят по отсутствию давления и выходу жидкости в трубное пространство. Клапан 16 при этом закрыт, а отверстия 10, и 12 струйного насоса перекрыты подвижной втулкой 4.

Далее переходят к освоению скважины. Для этого на верхнюю часть глубинного прибора 22 устанавливают клапан 24, глубинный прибор 22 в комплекте с клапаном 24 спускают на проволоке 23 до посадки клапана 24 на подвижную втулку 4.

При создании давления в НКТ наземным насосом втулка 4 вместе с клапаном 24 и глубинным прибором 22 перемещаются вниз, сжимая пружину 7. Перемещение втулки 4 ограничивается фиксатором 6. При этом боковые инжекционные отверстия 5 и 12 на втулке 4, и на входе в конфузорную, камеру 11 совмещаются, а рабочее боковое отверстие 10 рабочей камеры 9 струйного насоса 8 открывается. Рабочая жидкость прокачивается по колонне НКТ через струйный насос 8 и обеспечивает подсос жидкости из пласта и поступление ее из подпакерного пространства через отверстия 5 и 12 в конфузорную камеру 11. В конфузорной камере 11 рабочая и пластовая жидкость смешиваются и через диффузор 13 выбрасываются в межтрубное пространство, а оттуда поступают на поверхность.

Непосредственно в процессе освоения 4 глубинный прибор 22, посаженный на подвижную втулку 4, с помощью клапана 24 фиксирует в памяти изменение забойных давления и температуры.

Для проведения дополнительного вскрытия гидропескоструйной перфорацией в средней части продуктивного пласта глубинный прибор 22 с шаровым клапаном 24 поднимают на поверхность. К нижнему наконечнику прибора 22 подсоединяют запорный элемент 25, а клапан 24 отсоединяют. Затем глубинный прибор 22 с элементом 25 спускают с помощью наземной лебедки в трубное пространство до посадки элемента 25 на седло 21 перфоратора 19. Длину проволоки, соединяющей наконечник прибора 22 с элементом 25, определяют с таким расчетом, чтобы прибор 22 после спуска находился выше подвижной втулки 4. При этом осевой канал 3 становится открытым для прохождения абразивной жидкости, предназначенной для вскрытия пласта. Герметизация основных узлов 9, 11 и 13 струйного насоса 8 подвижной втулкой 4 исключает возможность размыва деталей при вскрытии и обработках скважины. Процесс вскрытия осуществляют по указанной стандартной методике, но без снятия пакера 14. Отработанная жидкость принимается приемными каналами 18, проходит через полость 17 и через клапан 16 поступает в затрубное пространство и поднимается на поверхность.

При проведении соляно‒кислотной обработки глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 поднимается на поверхность.

Перед закачкой кислотных растворов в пласт обратный клапан 16 закрывают созданием дополнительного давления в затрубном пространстве и поддерживают его до конца процесса обработки пласта. После обработки пласта процесс освоения скважины повторяют посредством спуска глубинного прибора 22 с клапаном 24 на подвижную втулку 4. Устройство извлекают из скважины после приведения пакера в транспортное положение.

Для сокращения сроков освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков нами разработано устройство, обеспечивающее возможность вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство (рис. 5.11).

Рис. 5.11 – Устройство для вызова пластового притока

Устройство для вызова притока пластового флюида устанавливается на насосно‒компрессорные трубы 1 и содержит корпус 2, струйный насос 3 и обратный клапан 4. Корпус 2 имеет полую конструкцию, в теле которого расположены каналы Б, В, Г,Д.

Устройство работает следующим образом.

Корпус 2 без струйного насоса 3 спускается в эксплуатационную колонну 16 на насосно‒компрессорных трубах 1 совместно с пакером 17 и устанавливается на расчетной глубине.

После разобщения затрубного пространства пакером 17 на каротажном кабеле спускают опрессовочный клапан, который перекрывает радиальные отверстия в корпусе 2. По отсутствию циркуляции жидкости на устье определяется герметичность пакера и НКТ.

После проверки на герметичность пакера и НКТ опрессовочный клапан поднимается на поверхность и на грузонесущем каротажном кабеле 8 в корпус устройства 2 спускают струйный насос 3 с обратным клапаном 4.

Грузонесущий каротажный кабель герметизируется на устье с помощью лубрикатора.

Путем создания давления в насосно‒компрессорных трубах производится посадка струйного насоса 3 в посадочное гнездо И, при этом упоры 18 под собственным весом фиксируют струйный насос в выточке К корпуса 2.

С помощью наземных насосных агрегатов рабочая жидкость подается в кольцевую полость между эксплуатационной колонной и насосно‒компрессорными трубами к стройному насосу. Движение жидкости в устройстве показано стрелками. Вытекая с большой скоростью из сопла 9, жидкость эжектирует из подпакерной зоны пластовый флюид, который поступает в камеру смешения 10, где происходит смешивание рабочей и эжектируемой жидкости. Смешанный поток поступает в диффузор и оттуда по насосно‒компрессорным трубам на поверхность.

При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из‒за разности давлений в подпакерной зоне и надпакерном пространстве находится в верхнем положении так, что между клапаном 4 и корпусом 2 появляется зазор, по которому проходит жидкость. При прекращении работы насосных агрегатов под действием пружины 14 и гидростатического давления жидкости обратный клапан 4 возвращается в исходное положение, герметизируя подпакерную зону. С этого момента производится запись кривых восстановления давления, при этом сигнал идет через грузонесущий каротажный кабель 8.

В случае отсутствия притока при циклическом воздействии на пласт проводятся работы по интенсификации притока или повторной перфорации продуктивного пласта. В данном случае в скважину опускают через полый корпус 2 устройства перфораторы на кабеле. После вскрытия и обработки продуктивного пласта снова спускается струйный насос и производится очистка приствольной зоны пласта от продуктов перфорации, фильтрата бурового и цементного раствора.

Использование разработанного устройства позволяет значительно сократить сроки освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков из‒за предложенной обратной схемы циркуляции рабочей жидкости при работе струйного насоса, а возможность вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство, снимает отрицательное влияние жидкости глушения на приствольную зону пластов, что существенно отражается на увеличении продуктивности скважин, а также после вскрытия и при различныхобработках продуктивных пластов не требуется проведения спускоподъемных операций подземного скважинного оборудования.

Для проведения широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, отбора глубинных проб, вторичного вскрытия перфорацией, различных и многократных обработок пласта с целью повышения продуктивности скважины, улучшения экологической обстановки на месторождениях, а также значительного снижения материально‒технических и трудовых затрат на производстве, авторами книги разработаны устройство и технология для его осуществления (рис. 5.12 и 5.13).

Устройство для освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазового притока устанавливается на насосно‒компрессорные трубы 1 и содержит корпус 2, струйный насос прямой и обратной схем циркуляции рабочей жидкости 3, обратный клапан 4.

Корпус 2 состоит из верхнего 16 и нижнего 17 переводников, имеет полую конструкцию, в теле которой расположены каналы В, Г, Д, а также нижнее опорное седло 32 для посадки струйного насоса 3.

Установка и раскрепление струйного насоса 3 в корпусе 2 осуществляются транспортным поршневым свабом 8.

Рис. 5.12 – Способ и устройство для освоения, исследования
скважин и интенсификации нефтегазовых притоков
(вариант для прямой схемы циркуляции).

Струйный насос 3 в нижней части корпуса устройства 2 воздействует своим напором на поршневой транспортный сваб 8, резиновую манжету 31 и, таким образом, поднимает указанный сваб совместно со шпинделем 12 по трубному пространству К насосно‒компрессорных труб 1 на поверхность.

С помощью наземного агрегата рабочая жидкость подается в трубное пространство К насосно‒компрессорных труб 1 к струйному насосу 3. В случае если используется струйный насос обратной схемы промывки, то рабочая жидкость подается к струйному насосу 3, в межтрубное пространство 3 между эксплутационной колонной 26 и насосно‒компрессорными трубами 1. Движение жидкости в струйных насосах прямой и обратной схем промывки показано стрелками.

При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из‒за разности давлений в подпакерной зоне Л и на приеме в корпусе 2, в каналах Г находится открытым, в верхнем положении так, что между клапаном 4 и его посадочным

Рис.5.13 – Способ и устройство для освоения, исследования
скважин и интенсификации нефтегазовых притоков
(вариант для обратной схемы циркуляции)

конусным гнездом 35 в нижнем переводнике 17 корпуса устройства 2 образуется зазор, по которому проходит поступающий из пласта флюид Qн. При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружины 29, а также гидростатического давления жидкости клапан 4 перемещается по штоку 15, садится и упирается в посадочное гнездо 35, упорный буртик 30, тем самым герметизируя подпакерную зону Л от трубного К и межтрубного 3 пространства. С этого момента начинается регистрация глубинным прибором 14 кривой восстановления пластового давления, температуры, отбора герметизированной пробы пластового флюида пробоотборником и т.д.

Процесс исследования продуктивного пласта путем вызова притока с помощью струйного насоса 3 с регистрацией кривых восстановления давления, температуры, отбора глубинных проб может повторяться многократно.

При необходимости подъема глубинного прибора, термометра, пробоотборника 14, с целью предварительного заключения о исследуемом пласте, вставку струйного насоса 3 требуется поднять на поверхность. Подъем вставки струйного насоса на поверхность осуществляется при помощи поршневого транспортного сваба.

В случае отсутствия притока при освоении и исследовании скважины с помощью струйного насоса производятся повторная перфорация продуктивного пласта и обработка его химическими реагентами: растворами кислот; щелочными растворами; глинокислотой, поверхностно‒активными веществами и т.д. В данном случае в скважину опускают через полый корпус 2 устройства перфораторы на кабеле. После вскрытия пласта в корпус устройства 2 транспортируется на поршневом свабе 8 с установочным шпинделем 12 струйный насос 3 без обратного клапана 4 (обратной схемы циркуляции рабочей жидкости). После подъема на поверхность поршневого транспортного сваба 8 с установочным шпинделем 12 приступают к обработке пласта химическими растворами. Наземный насосный агрегат закачивает по насосно‒компрессорным трубам 1 в трубное пространство К требуемый химический раствор. По достижении нижней границей химического раствора в трубном К пространстве корпуса устройстве 2 межтрубное пространство 3 на устьевой фонтанной арматуре герметизируется закрытием задвижек. При этом химические растворы проходят в корпусе устройства 2 по каналам Д, Ж, диффузору и камере смешения 11 струйного насоса 3, по каналам Г корпуса 2 поступает в подпакерное пространство Л, и оттуда наземным насосным агрегатом продавливаются в пласт.

После окончания обработки пласта наземным насосным агрегатом создается расчетное давление в затрубное пространство, гидравлическим напором потока рабочей жидкости поршневой сваб 8 с установочным шпинделем 12 поднимается на поверхность и в этот же момент включается в работу струйный насос 3. В практике нефтегазопромысловых работ, при освоении скважин струйными насосами, возможность дренирования пластов в указанном выше режиме является главной составляющей эффективного способа очистки продуктивных пластов.

Использование разработанной технологии и новой конструкции струйного насоса позволяет:

– сократить сроки освоения скважин, исследования продуктивных пластов и интенсификации нефтегазовых притоков путем сокращения числа спуско‒подъемных операций скважинного оборудования;

– снизить материально‒технические и трудозатраты;

– повысить качество геолого‒промысловой информации с возможностью отбора герметизированных глубинных проб пластовых флюидов;

– проводить широкий комплекс мероприятий по интенсификации нефтегазовых притоков с возможностью вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство, с последующими многократными обработками продуктивных пластов различными химическими растворами.

В 1990‒х годов разработанный способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазового притока и устройство для его осуществления применялись на промыслах Западно‒Сибирского региона в следующих нефтяных скважинах: № 705 Мало‒Салымсого месторождения; № 3076 Лазаревского месторождения; № 3996 Таежной площади; №№ 21330 и 121342 Уренгойского месторождения.

Результаты приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4

Результаты освоения скважины струйными аппаратами

Для повышения эффективности очистки и сокращения времени цикла свабирования, а также регистрации изменения забойных давлений глубинным манометром при освоении скважины разработано устройство, сущность которого заключается в том, что поршневые пробки упрощенной конструкции в количестве, соответствующем планируемому числу циклов свабирования, размещают с необходимым уплотнением в НКТ, на поверхности перед спуском в скважину. Процесс очистки и освоения скважины осуществляется последовательным извлечением из скважины поршневых пробок при помощи канатной техники. Это позволяет исключить использование поршней и свабов сложной конструкции (с перепускными каналами, клапанами и грузами утяжелителями) сохранив при этом их технологические функции.

Устройство (рис. 5.14) включает НКТ 1 с фильтром 2 и пакером 3, размещенные в НКТ 1 поршневые пробки 4, выполненные на НКТ 1 дополнительные отверстия 5, расположенные на уровне верхней и нижней границ поршневых пробок 4, коаксиальную камеру 6, размещенную на НКТ 1 в зоне перфорационных отверстий 5, промывочный клапан 7, размещенный над пакером 3, и глубинный манометр 8, установленный под фильтром 2.

После установки пакера на устье скважины монтируется фонтанная арматура и лубрикатор.

Далее приступают к освоению скважины совмещенным с процессом очистки продуктивного интервала от загрязняющих пласт материалов (фильтраты буровых и цементных растворов, продукты реакции от химических обработок пласта).Для этого в скважину через лубрикатор на канате с помощью подъемника спускают шлипсовый ловитель. Шлипсовый ловитель захватывает первую верхнюю поршневую пробку 4. При подъеме поршневой пробки на повышенной передаче лебедки подъемника часть лифтовой жидкости увлекается пробкой и изливается на устье в промывочную емкость. При этом давление в скважине понижается и из пласта начинает поступать приток флюида, который по отверстиям фильтра 2 поднимается через пакер 3, коаксиальную камеру 4 в НКТ. Следующим подъемом очередной поршневой пробки осуществляют откачку пластовой жидкости. Глубинный манометр 8, установленный в хвостовике устройства, осуществляет контроль за процессом освоения скважины. При этом на поверхности при свабировании скважины ведется непрерывный контроль за количеством и качеством поступающей из НКТ жидкости.

При выводе скважины на режим фонтанирования производится отработка и гидродинамические исследования пласта по стандартной методике на режимах установившейся фильтрации.

Экономический эффект от использования разработанного устройства достигается за счет сокращения сроков освоения скважины, повышения качества и полноты геолого‒промысловой информации о продуктивных пластах, а также расширения функциональных возможностей и эксплуатационных характеристик оборудования и повышения его надежности.

Рис. 5.14 – Устройство для очистки, освоения и исследования скважины

1 – НКТ; 2 – фильтр; 3 – пакер; 4 – поршневая пробка; 5 – дополнительные отверстия в НКТ; 6 – коаксиальная камера; 7 – промывочный клапан; 8 – глубинный манометр

Для повышения эффективности работ при проведении широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, повышении продуктивности пласта, а также для снижения материально‒технических и трудовых затрат на производстве автором разработаны способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство, сущность которых, заключается в приближении к продуктивному пласту устройства путем установки струйного насоса под пакером и образования канала для подачи рабочей жидкости к струйному насосу в подпакерное пространство. Установление струйного насоса под пакером повышает качество и количество добываемой промысловой информации в связи с его непосредственным приближением к продуктивному пласту, облегчая тем самым условия приема жидкости и увеличивая всасывающую способность насоса.

Устройство (рис. 5.15 и 5.16) для осуществления способа освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков устанавливается на колонну 1 насосно‒компрессорных труб (НКТ), спускается в эксплуатационную колонну 2 и содержит полый корпус 3 со сквозным осевым и радиальными каналами 4, пакер 5, струйный насос б, канал для подачи рабочей жидкости 7, каротажный кабель 8 и хвостовик 9.

Описываемый способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления реализуются следующим о

Контроль состояния скважины при вскрытии продуктивного пласта является одной из наиболее важных и ответственных задач при строительстве скважин. В последние годы в мировой практике и в нашей стране в том числе, этой задаче уделяется большое внимание.

Перед вскрытием продуктивного пласта осуществляется проверка противовыбросового оборудования (ПВО), проводятся учебные тревоги «Выброс», осуществляются проверки членов буровой бригады по технике безопасности, проводятся дополнительные инструктажи.

С целью обеспечения контроля за процессом вскрытия продуктивного пласта на буровой площадке устанавливается станция ГТИ (геолого-технологических исследований). Данная станция оборудована современными датчиками контроля: содержания газа и его состава в буровом растворе, расхода бурового раствора, нагрузки на долото, числа оборотов ротора, видеонаблюдения на буровой, скорости бурения и спуско-подъемных операций (СПО).

 Осуществляется контроль выноса шлама, проводится анализ его содержания, контролируется плотность бурового раствора. Станция обеспечена спутниковой связью и может передавать информацию в контролирующие органы и вышестоящие управленческие организации, находящиеся в удаленном расстоянии от места нахождения буровой установки. Вся информация хранится в течение определенного времени.

Таким образом, по наличию данных о буровом растворе, параметрах бурения, составе шлама осуществляется контроль за вхождением в продуктивный пласт и процессом бурения его.

В наиболее ответственных случаях, в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) устанавливаются специальные приборы с целью контроля геологического разреза вскрываемого интервала продуктивного пласта.

Для качественного контроля за процессом вскрытия продуктивного пласта и обеспечения безаварийности с предупреждением нефтегазопроявлений, важное значение имеет достоверная информация о пластовом давлении вскрываемого продуктивного пласта.

Ожидаемое пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта в скважинах определяется, в соответствие с текущей карты изобар разбуриваемой продуктивной залежи месторождения. Карты изобар, включающие размещение участков месторождения с фиксированной величиной пластового давления, строятся на основании фактического определения пластовых давлений в эксплуатационных скважинах, и регистрируются, в основном, один раз в квартал текущего года.

Фактическое пластовое давление определяется в результате гидродинамических исследований скважин (ГДИ).

В процессе ГДИ эксплуатируемые скважины останавливаются, и, в результате прекращения притока из пласта в скважину, замеряется восстановление забойного давления до пластового, строятся кривые восстановления давления (КВД) или кривые восстановления уровня (КВУ) жидкости в скважине. Данные методы определения пластового давления являются прямыми.

К косвенным методам можно отнести оценку пластового давления расчетным путем, по картам изобар.

Данные пластового давления отражены в геолого-техническом наряде (ГТН) строительства скважин и определяют условия вскрытия продуктивного пласта, величину требуемой репрессии на пласт, в соответствие с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3].

Забойное давление в скважине может определяться прямыми замерами при помощи, включенных в компоновку бурильных труб специальных манометров, либо косвенным методом, путем соответствующих расчетов. При этом статическое давление определяется, исходя из плотности бурового раствора, а гидродинамическое, с учетом сопротивлений в затрубном пространстве.

При вскрытии продуктивных пластов необходимо учитывать факторы, влияющие на поступление пластового флюида в скважину.

Поступление пластового флюида в скважину, при вскрытии в условиях репрессии на пласт, возможно вследствие следующих факторов:

-снижение плотности бурового раствора;

– недолив скважины во время подъема бурильного инструмента;

-поршневание в стволе скважины, вследствие сальникообразований на элементах бурильной колонны;

-несоответствие текущего пластового давления проектному по ГТН, вследствие геолого-технологических причин.

Снижение плотности бурового раствора, недолив скважины являются отклонениями от выполнения технологического процесса и могут носить субъективный характер, зависящий от человеческого фактора.

 Поршневание скважины может возникнуть в результате несоответствия параметров бурового раствора вскрываемому разрезу продуктивного пласта и вышерасположенных горных пород.

Текущее пластовое давление в интервале вскрываемого продуктивного пласта может не соответствовать проектному пластовому давлению, вследствие геологических особенностей продуктивного пласта или изменения пластового давления на данном участке продуктивной залежи в процессе разработки месторождения.

В условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) соотношение пластового и забойного давлений играет важную роль, как с точки зрения сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта, так и с точки зрения предотвращения поглощений бурового раствора, приводящих к осложнениям ствола скважины. При применении газожидкостных смесей плотность бурового раствора должна постоянно контролироваться путем соответствующих расходов газообразного агента и жидкости.

При вскрытии в условиях равновесия пластового и забойного давлений должно учитываться влияние гидродинамических сопротивлений на состояние забойного давления во время бурения и промывок скважины.

При бурении в условиях депрессии на пласт осуществляется постоянный контроль забойного давления при помощи, установленного в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) глубинного манометра.

В условиях аномально-высокого пластового давления (АВПД) для контроля и регулирования соотношения пластового и забойного давлений необходимо обеспечение герметичности вышележащего интервала горных пород. В соответствие с этим, вышележащий интервал горных пород перекрывается обсадной колонной, которая испытывается на герметичность, с учетом вскрытия продуктивного пласта в условиях АВПД.

С целью предотвращения возможных осложнений, связанных с изменением пластового давления при вскрытии продуктивного пласта, особенно при строительстве поисково-разведочных скважин, необходимо иметь на буровой запас промывочной жидкости и материалов для оперативного утяжеления бурового раствора, в соответствие с возможным изменением пластового давления.

Для предотвращения возможных нефтегазопроявлений во время вскрытия продуктивных пластов на устье скважины устанавливается специальное противовыбросовое оборудование (ПВО). В комплект противовыбросового оборудования входят: превенторы, манифольды (обвязка) с запорной арматурой и установки управления.

При помощи ПВО, оборудованного на устье скважины, производятся:

– быстрая и надежная герметизация устья скважины при наличии или отсутствия в ней колонны труб;

– расхаживание и проворачивание колонны труб при герметизированном устье с целью предупреждения прихватов;

– циркуляция раствора для создания противодавления на пласт, закачка раствора в пласт буровыми насосами или насосными агрегатами и быстрая разрядка скважины.

Превенторы предназначены для перекрытия и герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными или насосно-компрессорными трубами, а также для перекрытия устья скважины при отсутствии в ней труб.

Применяются, в основном, превенторы двух типов: плашечные с гидравлическим и ручным приводами (ППГ) и универсальные (ПУГ, ПУ).

Для бурения скважин в условиях несбалансированного давления (при вскрытии в условиях равновесия пластового и забойного давлений и в условиях депрессии на пласт) к противовыбросовому оборудованию должны дополняться вращающиеся превенторы (ПВ).

Плашечные превенторы подразделяются на:

-превенторы с трубными плашками для изоляции устья под размер бурильных или насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине;

– превенторы с глухими плашками для изоляции устья при отсутствии в скважине труб;

– превенторы с глухими срезающими плашками для срезания находящихся в скважине труб и изоляции устья.

Плашечные превенторы состоят из корпуса, крышек с гидравлическими цилиндрами и плашек. Корпус выполнен из стальной отливки с вертикальным проходным отверстием и сквозной прямоугольной горизонтальной плоскостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная плоскость с обеих сторон закрыта откидными крышками с уплотнительными резиновыми прокладками. Крышки крепятся к корпусу винтами.

Плашки состоят из корпуса с установленными в нем сменными вкладышами и резиновым уплотнением. Плашки могут быть с отверстиями под трубы, без отверстий– глухими.

При необходимости, превентор оборудуется плашками со срезающими ножами для перерезания находящихся в скважине труб.

На вкладышах трубных плашек имеются специальные треугольные выступы, которые обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрытии превентора. Поршень гидравлического цилиндра и шток, перемещаясь под давлением жидкости, приводят в движение плашки. В цилиндры жидкость подается под давлением.

Превенторы имеет основной дистанционный гидравлический привод и ручной индивидуальный привод. Ручной привод применяется при разряжении гидроаккумулятора и для фиксирования плашек в закрытом положении. В зимнее время полость плашек обогревается паром, подаваемым в паропроводы, вмонтированные в корпус превентора.

При бурении поисково-разведочных скважин используются плашечные превенторы с электрическим приводом.

Универсальные превенторы предназначены для герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны (ведущей трубы, бурильной трубы, замкового соединения) и полного перекрытия устья при отсутствии в скважине колонны труб. При герметизированном универсальном превенторе можно производить расхаживание, проворачивание и протаскивание колонны труб, что исключается при герметизации устья плашечным превентором. Поэтому универсальный превентор используется в комплекте с плашечными превенторами.

Универсальный превентор состоит из корпуса, крышки, уплотнителя, плунжера, втулки, катушки и уплотнительных манжет.

Корпус имеет внутреннюю ступенчатую поверхность. Наружная поверхность плунжера имеет также ступенчатую форму.

Ступенчатые поверхности корпуса и плунжера, а также крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры: нижнюю (запорную) и верхнюю (распорную).

 Камеры одна от другой изолированы манжетами. Через отверстия в корпусе они соединены с установкой гидравлического управления.

При нагнетании жидкости в запорную камеру плунжер передвигается вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо которого перемещается к центру и герметизирует устье. При нагнетании жидкости в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз и вытесняет жидкость из запорной камеры в сливную линию гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Вращающиеся превенторы обеспечивают герметизацию устья при вращении бурильной колонны. Вращающийся превентор позволяет вести бурение с промывкой под регулированным давлением на устье скважины.

При этом, схема расположения превенторов следующая: внизу два или три ППГ, выше ПУГ и сверху вращающийся превентор (ПВ).

Выбор типа и параметров устьевого оборудования определяется его задачами при вскрытии продуктивного пласта. Основным принципом выбора устьевого оборудования является метод вскрытия продуктивного пласта.

При вскрытии продуктивного горизонта в условиях сбалансированного давления достаточным является применение двух или трех плашечных превенторов и одного универсального превентора.

Параметры превенторов выбираются в зависимости от ожидаемой величины пластового давления, размеров бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и спущенной обсадной трубы.

Для управления скважинами и обеспечения безаварийности при бурении во время нефтегазопроявлений сооружается обвязка превенторных установок.

 В комплект обвязки входят трубопроводы высокого давления, прямоточные задвижки или клиновые с гидравлическим и ручным управлением, регулируемые и быстросъемные штуцеры, отбойная камера, фиттинги (крестовины, тройники, заглушки), быстросъемные соединения для подключения насосных агрегатов, отсекатели.

Регулируемый штуцер предназначен для создания и бесступенчатого регулирования противодавления на забое скважины, а быстросъемный – для создания и ступенчатого регулирования противодавления.

Отсекатели предотвращают попадание бурового раствора в выкидные линии при бурении. Отбойная камера служит для гашения энергии потока жидкости, выходящей из штуцеров, и соединения штуцеров с циркуляционной системой буровой.

Основной пульт предназначен для управления превенторами и задвижками обвязки ПВО с безопасного места за пределами буровой, а вспомогательный пульт – для оперативного управления с рабочего места бурильщика.

Охрана окружающей среды при вскрытии продуктивных пластов направлена на предотвращение нефтегазопроявлений, минимальное воздействие химреагентов, применяемых при вскрытии продуктивных пластов, на окружающую среду.

В области охраны окружающей природной среды при вскрытии продуктивных горизонтов основным требованием является минимальное воздействие на почвенный покров, водоемы различного назначения, растительность и животный мир путем реализации прогрессивных экологически малоопасных технологий и технических средств.

Особенно это касается буровых растворов на углеводородной основе, газожидкостных смесей и пенных систем.

Применяемые химреагенты должны иметь предельно допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочно безопасный уровень воздействия (ОБУВ).

Вскрытие продуктивных пластов в условиях несбалансированного пластового давления осложняет условия охраны окружающей среды. Поэтому при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия пластового и забойного давлений и при депрессии на пласт должны быть приняты соответствующие меры, установлено соответствующее подземное и наземное оборудование.

Опасность также представляют нефтегазопроявления, особенно при аварийных ситуациях (выбросах нефти и газа).

Возникновение и развитие нефтегазопроявлений может явиться следствием следующих причин:

–   несоответствие текущего пластового давления проектному;

–   тектонические нарушения в районе буровых работ, вызываемые, непредусмотренных по геологическому разрезу продуктивной залежи зон с аномально высоким пластовым давлением;

–   разбуривание при вскрытии продуктивного пласта несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение, вызываемые снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный пласт);

– несоответствие фактической глубины залегания продуктивных отложенийпроектной;

–   снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

–   снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны;

–   разгазирование раствора в прискважинной части, вследствие длительных простоев скважины без промывок;

–   некачественное крепление обсадных колонн, перекрывающих нефтегазонасыщенные пласты.

В случае выброса нефти и газа бесконтрольное фонтанирование может привести к экологической катастрофе.

В процессе вскрытия продуктивных пластов с АВПД без обеспечения герметичности вышележащих пластов возможен переток нефти и газа в вышележащие проницаемые пласты (водоносные, нефтегазоностные). Таким образом, будет нарушена охрана недр.

При вскрытии в условиях АНПД, в случае несоответствия необходимого соотношения забойного давления с пластовым, могут произойти поглощения, приводящие к потере запасов пластового флюида.

К мероприятиям по предупреждению нефтегазопроявлений относятся: выполнение правил техники безопасности; правильное планирование вскрытия продуктивных пластов; наличие соответствующего противовыбросового оборудования; обученность технического персонала; постоянная работа станции ГТИ в процессе вскрытия продуктивного горизонта.

Мерами по ликвидации нефтегазопроявлений является глушение проявляющего нефтегазоносного горизонта.

Если произошел открытый фонтан с пожаром, то необходимо применение специальной техники для сбития арматуры и глушения скважины.

В особых случаях, при необходимости, должно осуществляться бурение дополнительной скважины для глушения проявляющего горизонта.

В начальный период проявления необходимо закрытие превенторов и глушение скважины утяжеленным буровым раствором. При этом возможна работа проявляющей скважины на факел через превенторные отводы.

Для охраны окружающей среды приготовление и обработку бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует производить в специальном блоке, исключающем попадание его компонентов в почву и водные объекты.

Хранение химических реагентов производить только в специально отведенных местах.

Жидкие химреагенты и специальные жидкости должны храниться в закрытой герметичной таре с четкой маркировкой.

 По мере освобождения тары из-под химических реагентов и материалов, она либо вывозится для повторного использования (бочки, емкости), либо на полигон для бытовых отходов (мешки, одноразовые мягкие контейнеры).

В случае разлива или рассыпания химических реагентов на территории куста буровой установки, грунт в месте загрязнения тщательно собирается и ссыпается во временную земляную емкость для жидких отходов бурения.

 При необходимости после очистки и сбора загрязненного грунта, куст буровой установки подсыпается свежим грунтом.

Кроме того, должно контролироваться: выполнение природоохранных мероприятий; состояние качества окружающей среды; выполнение требований природоохранного законодательства; оценка экологичности применяемых технологических решений и технических средств при вскрытии продуктивных пластов.

По данным экологического мониторинга осуществляется корректировка требований к проведению буровых работ с целью повышения качества охраны окружающей среды.

Мероприятия по охране недр при вскрытии продуктивных пластов должны свести к минимуму отрицательное воздействие, как на разрабатываемые продуктивные залежи, так и на непродуктивные пласты или залежи, не вовлеченные в разработку месторождения, а также обеспечить чистоту водосодержащих пресной воды горизонтов.

Для выполнения этого должны быть соблюдены следующие основные условия:

– применение технологии вскрытия, обеспечивающей предупреждение выбросов, поглощений, обвалов и других аварийных ситуаций;

– вскрытие продуктивных залежей с применением промывочных жидкостей, обеспечивающих минимально возможное загрязнение прискважинной зоны продуктивного пласта; 

– выбор конструкции скважин, обеспечивающей безаварийное и эффективное вскрытие продуктивного пласта;

– обеспечение надежной изоляции всех нефтегазоводопроявляющих (поглощающих) интервалов геологического разреза скважины и герметизации заколонного пространства для предотвращения неконтролируемых заколонных перетоков флюидов;

– проведение полного комплекса исследований (геолого-технических, геофизических, гидродинамических) для качественной и безаварийной проводки скважины и получения полного и достоверного объема информации о геологическом разрезе скважины и свойствах эксплуатационного объекта разработки месторождения.

В соответствие с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3] конструкция скважины для надежности, технологичности, безопасности и охраны недр должна обеспечивать:

– условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений при вскрытии продуктивного пласта;

-условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от поступления флюида в скважину;

– условия предупреждения возможности гидроразрыва горных пород у башмака обсадных колонн при ликвидации нефтеводопроявлений и закрытии ПВО на устье, что достигается использованием рационального количества обсадных колонн и расчетами глубин их спуска.

Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать:

-контроль за флюидопроявлениями при вскрытии продуктивного пласта и безаварийное их устранение;

– герметичность межколонных пространств при вскрытии продуктивного пласта;

– охрану недр и окружающей среды.

Организация работы по предупреждению нефтегазопроявлений при вскрытии продуктивных пластов осуществляется в соответствие с требованиями, установленными «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [3].

Предприятия и организации нефтегазодобывающей промышленности обязаны заключать с профессиональными противофонтанными службами договоры на обслуживание или создавать (в случаях, предусмотренных законодательством), собственные профессиональные аварийно-спасательные службы (формирования).

Перед вскрытием продуктивного пласта или нескольких пластов с возможными нефтегазопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению нефтегазопроявлений при вскрытии и, в соответствие с этим, провести:

– инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации нефтегазопроявлений и предельно допустимым параметрам  технологических мероприятий (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спуско-подъемных операций, порядок долива и т.д.);

– проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования (ПВО), инструмента и приспособлений;

– учебную тревогу;

– оценку готовности скважины к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Объем и номенклатура профессиональных услуг по профилактике нефтегазопроявлений и открытых фонтанов устанавливается договором, заключенным между предприятием и профессиональной противофонтанной службой. 

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или специализированных организаций (служб).

На каждую скважину с возможностью нефтегазопроявлений или открытого фонтана при вскрытии продуктивного пласта должен быть составлен план ликвидации аварии содержащий:

– виды возможных аварий на буровой при вскрытии продуктивного пласта, мероприятия по ликвидации возникших аварий и спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для ликвидации аварий и их последствий;

– распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации нефтегазопроявлений;

– список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

– список инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;

– способы оповещения об аварии, пути выхода людей из опасных мест и участков;

– режим работы вентиляции при возникновении нефтегазопроявлений;

– необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;

– первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков нефтегазопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

Защита буровых площадок при вскрытии продуктивных пластов от загрязнения и дальнейшего проникновения загрязняющих компонентов в подземные горизонты обеспечивается следующими конструктивными решениями:

– исполнением основных задач технологического оборудования (емкостей, циркуляционных коммуникаций), уплотнительных узлов шламовых насосов и штоков буровых насосов, предотвращающих переливы, утечки и проливы технологических жидкостей;

– организованным сбором и очисткой всех видов отходов бурения до нормативного уровня с использованием центрифуги и блока химического усиления центрифуги;

– вывозом твердых отходов бурения (шлам, глинистая фаза бурового раствора) для размещения на полигон бытовых и промышленных отходов;

– повторным использованием очищенных сточных вод в системе оборотного водоснабжения и для технологических нужд;

– исключением попадания отходов бурения продуктивного пласта на поверхность за счет замкнутой системы очистки;

– созданием организованного стока дождевых и сточных вод от обмыва оборудования с поверхности площадки бурения, находящейся под вышечно-лебедочным и насосно-емкостными блоками, в траншею для сбора сточных вод. 

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха должны быть проведены мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу при вскрытии продуктивного пласта:

–   герметизированы устья скважин, осуществляется система приема и замера пластовых флюидов, поступающих при вскрытии продуктивного пласта;

–   процесс сжигания топлива в котельных при бурении скважин оптимизирован согласно режимным картам;

–   оснащены предохранительными клапанами все аппараты, в которых может возникнуть давление, превышающее расчетное;

–   сброс нефти и газа с предохранительных клапанов осуществлен в аварийные емкости или на факел аварийного сжигания газа.

Аварийные нефтегазопроявления при вскрытии продуктивных пластов в процессе строительства скважины, как показывает анализ промысловых данных происходящих аварийных ситуаций, потенциально возможны в случае нарушения технологического режима.

 Для предотвращения таких ситуаций при вскрытии продуктивного пласта, в проекте на строительство скважин необходимо предусмотреть установку противовыбросового оборудования, соответствующего методу вскрытия продуктивного пласта и геологических условиям залегания продуктивной залежи, с параметрами оборудования согласно размерам применяемых обсадных труб, бурильного инструмента и насосно-компрессорных труб. Параметры промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта и конструкция скважины должны быть обоснованы с учетом возможной необходимости глушения скважины.

Вскрытие продуктивных пластов необходимо осуществлять на технологических жидкостях, имеющих токсикологические паспорта с параметрами, обеспечивающими экологическую безопасность. 

Например, для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири рекомендуется биополимерные буровые растворы, обеспечивающие высокий уровень качества вскрытия, имеющие экологические и экологорыбохозяйственные паспорта, а по параметрам острой токсичности относящиеся к IV классу опасности.

Таким образом, для реагентов и буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов должны выполняться требования по выполнению предельно-допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) в водоемах рыбохозяйственного назначения и санитарно-бытового пользования.

При строительстве скважин в зонах водоохранных, приоритетного природопользования запрещается применение для обработки бурового раствора нефтепродуктов и химических реагентов имеющих I, II, III класс опасности.

Таким образом, в процессе вскрытия продуктивных пластов должны выполняться мероприятия, направленные на обеспечение охраны недр и окружающей среды.

1. Вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин. Изучение первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, методы освоения скважин: методические указания к лабораторным работам для обучающихся всех форм обучения направления подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» /сост. Е.В. Паникаровский[и др.]. – Тюмень: ТИУ, 2021.– 38 с.

2. Заканчивание скважин: учеб.пособие для вузов / В.П. Овчинников[и др.]. – Тюмень: ТГНГУ, 2021.- 452с.

3.  Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Серия 08. Выпуск 19.[Текст]: ПБ 08-624-2021: утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору 12.03.2021: ввод в действие с 12.09.2021. – Москва: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2021. — 288 с.

4. Балуев, А.А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт/А. А. Балуев //Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 9. – С.38-39.

5. Балуев, А.А. Системный подход при обосновании методологии вскрытия Ачимовских пластов с учетом литологических особенностей Кальчинского месторождения / А. А. Балуев, А. А. Ширяев //Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: материалы VI Всероссийской научно-технической конференции с международным участием. – Тюмень, 2021. – С. 94-100.

6. Современные составы буровых промывочных жидкостей: учебно-справочное пособие / В. П. Овчинников [и др.]. – Тюмень: ТГНГУ, 2021. – 156с.

7.Овчинников, В.П. Буровые промывочные жидкости [Электронный ресурс]: учебное пособие/ В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, Ф.А. Агзамов.– Тюмень, 2021. –1 эл.опт.диск (CD-ROM).

8. Балуев, А.А. Повышение качества заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири за счет применения биополимерных буровых растворов и эксплуатационного забоя открытого типа / А. А. Балуев// Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин: сб. тр. Выпуск 13.- Краснодар, 2005. -С. 84-96.

9. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / А. А. Балуев [и др.] Нефтяное хозяйство. – 2001. – №9. – С. 35-37.

10. Балуев, А. А.Выбор и обоснование конструкции эксплуатационного забоя открытого типа на месторождениях Западной Сибири / А. А. Балуев, А. В. Витязь, А. Ф. Семененко // Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета – Тюмень, 2021. – Т. 1. – С.81-84.

11. Балуев, А. А.Выбор оптимальной конструкции эксплуатационного забоя скважин на сложнопостроенных месторождениях Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами/ А. А. Балуев, А. В. Витязь, А. Ф. Семененко // Материалы всероссийской научно-технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера В.И. (20-21.10.2009 г.) – Тюмень, 2009. – Т. 1. – С.143.

12. Техника и технология формирования протяженных фильтрационных каналов при вторичном вскрытии пласта / В. Н. Мордвинцев[и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. – №11. – С. 18-21.

13. Проектирование разработки и результаты эксплуатации месторождений ОАО “Сургутнефтегаз” с применением боковых стволов и многоствольных скважин / А. С. Нуряев[и др.] // Интенсификация добычи нефти и газа. РАГС при Президенте РФ: труды международного технологического симпозиума. -Москва, 2003. – С. 202-205.

14. Практические указания по испытанию поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 2. Освоение скважин, интенсификация притоков из поровых коллекторов / В. К. Федорцов [и др.]. ‒ Тюмень. Главтюменьгеология, ЗапСибБурНИПИ, 1988. ‒ 365с.

15. Освоение и исследование нефтяных скважин струйными аппаратами: учеб.пособие для вузов / Г. А. Шлеин [и др.]. – Тюмень: Вектор БУК, 2021.- 192 с.

16. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне: учебник для студентов вузов / Ю. С. Семенов [и др.]. – Москва: Недра, 1983.- 286 с.

17. Гидродинамические исследования малодебитных непереливающих скважин: учебник для студентов вузов / А. К. Ягафаров, [и др.]. ‒ Тюмень:Вектор Бук, 2006.‒ 341с.

18. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов: учебник для студентов вузов / С. Н. Бузинов [и др.]. – Москва: Недра, 1973. ‒ 246 с.

19. Теория и практика строительства боковых стволов в нефтяных скважинах: освоение и исследование струйными аппаратами: /
И.И. Клещенко, [и др.]. – Тюмень:ТюмГНГУ, 2021. – 353 с.

Учебное издание

Вскрытие И ОСВОЕНИЕ

Продуктивных пластов

БАЛУЕВ Анатолий Андреевич                                                 КЛЕЩЕНКО Иван Иванович

ШЛЕИН Геннадий Андреевич

ЛЕОНТЬЕВ Дмитрий Сергеевич