Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

Тема 9. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН.

План: 1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

      2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов.

      3. Технология опробования перспективных горизонтов.

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.

"Заканчивание скважин" –это конечная цель строительства скважины на нефть или газ, является ее завер­шающимответственным этапом, объединяющим такие работы как:

1) достижение залежи в недрах земли;

2) вскрытие залежи;

3) получение притока (кратковременного или длительного) пластового флюида.

От ка­чества заканчивания скважи­ны зависят результаты исследова­ния продуктивного пласта и последующая производитель­ность скважины.

С точки зрения реализации конечных целей скважина на нефть и газ представляет собой сложное гидротехническое сооружение, предназначенное для создания надежной гидро­динамической связи с продуктивным пластом (дренирование его) и отбора пластового флюида.

Надежность скважины как гидротехнического сооружения зависит от:

· качества вскрытия продуктивного горизонта,

· правильности разработки конст­рукции скважины для интервала продуктивного горизонта

· качества изоляции этого интервала.

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ:

1) вскрытие продуктивного горизонта,

2) конструк­тивное оформление ствола скважины в интервале продуктив­ного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с во­доносными и проницаемыми пластами,

3) создание гидродина­мической связи продуктивного горизонта со скважиной, 

4) исследование продуктивных пластов,  

5) освоение продуктивных пластов с промышленными запасами.

Вскрытие продуктивного пласта — это процесс заглубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику - при вскры­тии большое значение приобретают физико-химические про­цессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта.

Призабойная зона пласта (ПЗП) – некоторый его объем, рас­пространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, наруша­ющих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы — коллектора и содержащейся в нем подвижной (жидкой или газообразной) фазы.

Основная задача при вскрытии пласта:

1) не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы — коллектора;

2) пра­вильно задать величину заглубления в пласт (ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близо­сти подошвенных вод и т.п.)

При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, ко­торая гарантировала бы длительную безводную эксплуатацию скважиныи минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти или газа в скважину.

В благоприятных условиях рекомендуется вскрывать про­дуктивный пласт на полную его мощность. В этом случае приток пластового флюида в ствол скважины происходит по радиальному направлению, и скважина является гидродинамически совершенной.

Если скважина вскрывает пласт не на всю мощность, то по степени вскрытия она гидродинамически несовершенна. Скважина может быть несовершенной и по характеру вскрытия пласта, когда приток пластового флюида концентрируется по немногочисленным отверстиям в обсадной колонне.

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

1) степень нарушения первоначального состояния горной породы — коллектора; она может быть охарактеризована показателем относительной производи­тельности (Ԛ_к)

Ԛ_к

где q_ф— фактический дебит скважины, м³ /сут;

q_т — теоре­тический дебит скважины из коллектора в первоначальном состоянии, м³/сут;

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

где m_p и m_n — работающая и вскрытая мощности пласта;

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

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

ВСКРЫВАТЬ ПРОДУК­ТИВНЫЙ ПЛАСТ можно по различным принципи­альным схемам в зависимости от:

· пластового давления (Р_п),

· литологического состава горной породы-коллектора,

· устойчивости горной породы-коллектора в стен­ках ствола скважины,

· степени насыщенности продуктивного пласта и т.п.

Распространенная схема вскрытия продук­тивного пласта:

1) перекрывают обсадной колонной

2) затем про­водят работы по восстановлению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Для этого в заранее на­меченном интервале против продуктивного пласта обсадную колонну перфорируют.

Перфорация, т.е. в обсадных трубах и цементном кольце за ними тем или иным способом пробивают отвер­стия, создавая каналы, которые позволяют пластовому флюи­ду поступать в скважину.

Имеется несколько способов перфорации обсадной ко­лонны:

· Взрывчатыми веществами (пулевая, торпедная, кумулятивная),

· Гидродинамическая (гидропескоструйная)

· Механическая (фрезерование каналов).

После вскрытия продуктивного пласта и проведения работ по изоляции его от смежных интервалов приступают к его исследованию.

ИССЛЕДОВАНИЯ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИ­НАХ проводят с целью выявления перспективных нефтегазо­носных пластов и определения их основных характеристик. По цели и объему получаемой информации исследования продуктивного пласта в скважине принято подразделять на испытание и опробование.

Испытание - ком­плекс исследовательских работ в скважине, которые прово­дят для выявления:

· газонефтенасыщения пласта,

· получения пробы пластового флюида, 

· измерения пластового давления,

· определения основных гидродинамических параметров пласта;

· получения исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств исследуемого объекта.

Опробование — это комплекс исследовательских работ в скважине, проводимых для:

1) отбора пробы пластового флюида;

2) ориентировочного определения дебита.

Скважина подлежит освоению, если:

1) оборудована в зоне продуктивного пласта в соответствии с требованиями его эксплуатации;

2) показала положительные результаты при испытании.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ - комплекс работ по вы­зову длительного притока пластового флюида в скважину вплоть до установившегося промышленного режима работы на оптимальном уровне. Освоение скважины проводят для подготовки ее к сдаче в эксплуатацию или к консервации на некоторый период. На этапе освоения для повышения пока­зателей работы пласта и обеспечения промышленного притока применяют (порознь или в комбинации) различные методы воздействия на пласт:

1) физические,

2) механические,

3) химические.

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

Вызов притока достигается:

1) водой или нефтью;

2) воздухом или газом;

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

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

Распространен вызов притока с помощью ком­прессора - плотность бурового раствора снижа­ют закачкой в него воздуха или газа. Иногда вначале в сква­жину подают аэрированную воду и затем переходят к закач­ке воздуха или газа.

В поисковых скважинах приток пластового флюида чаще вызывают снижением уровня бурового раствора в скважине. Откачивать буровой раствор из скважины можно:

1) эрлифтом,

2) погружным насосом,

3) с помощью желонки на канате (тарта­ние)

4) с помощью сваба (своеобразного поршня), спускаемого в ко­лонну насосно-комирессорных труб на канате (свабирование).

Продолжительность откачки до возбуждения притока из пласта зависит от:

· состояния пласта,

· свойств пласта.

В неко­торых случаях продолжительность откачки может затягиваться на длительный срок.

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