Лекции по бурению нефтяных и газовых скважин. Лекции. Презентация 1 понятие о скважине, история бурения скважин, основные элементы скважины, классификация скважин по назначению и пространственному положению ствола, этапы строительства скважины, понятие о конструкции скважины
 Скачать 0.71 Mb.
|
ЛЕКЦИЯ №7 (ПЕРФОРАЦИЯ, ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН): отбор керна, опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов), освоение скважин.Отбор керна, опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов). Для отбора керна используется специальный породоразрушающий инструмент – бурильные головки и керноприемные устройства. Бурголовка, разрушая породу по периферии забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство (КОС), состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника). Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки. Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора, сохранения при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприеника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном. В настоящее время разработан целый ряд керноприемных устройств «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную конструкцию. После первичного вскрытия продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. Геологические и геофизические методы исследования продуктивных горизонтов (пластов) не позволяют определить промышленное значение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов. Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающих вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Пласты испытывают как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа, а также составления проектов разработки месторождений. Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины, а именно: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. В нашей стране и за рубежом наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, трубные испытатели (КИИ-146 или 95 «комплект испытательных инструментов»). Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой (рис. 1, а) и без опоры на забой (рис. 1, б). Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способами (рис. 1 в, г). Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют высотой столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотностью. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее через фильтр в колонну бурильных труб.  Рис. 1 Схема испытания пластов: 1 - колонна бурильных труб; 2 - испытатель пластов; 3 - пакер; 4 - хвостовик-фильтр; 5 - приспособление для опоры на стенки скважины Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником могут быть отобраны пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру. При получении отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит. Испытание (опробование) продуктивных горизонтов (пластов) должно осуществляться в соответствии с действующими инструкциями на эти работы. Для каждого намеченного к испытанию горизонта (пласта) должен быть составлен план проведения работ. В плане должны приводиться основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и т. д.), а также указывается тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения с помощью испытателей пластов должны выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых предприятий с обязательным соблюдением всех мер по охране окружающей среды. Заключительные работы в скважине.В комплекс работ по заканчиванию скважин входит: Оборудование устья скважины; Определение обсадной колонны на герметичность (опрессовка); Геофизические исследования; Вторичное вскрытие пласта (перфорация); Освоение скважины и сдача ее в эксплуатацию. Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) и освоение скважины (презентация - ПЕРФОРАЦИЯ). Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) с целью их эксплуатации или опробования в эксплуатационной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле или на трубах. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется, и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6-12 отверстий пулями диаметром 11-11,5 мм. Эффективность перфорации пулевым перфоратором часто бывает недостаточна в связи с быстрой потерей энергии пулями при ударе о трубы. Широкое распространение получила кумулятивная перфорация. В этом случае отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва. С появлением кумулятивных перфораторов стало возможно создавать отверстия в колонне без повреждения ее и цементного кольца. Кроме того обеспечивается надежное вскрытие пласта и улучшение проницаемости за счет образования более глубоких каналов, чем при пулевой перфорации. Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы, как правило, используются полностью разрушающиеся, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются разных диаметров, в том числе и для спуска на насосно-компрессорные трубы (НКТ). При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении горизонта (пласта) после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена буровым раствором для создания противодавления на пласт. В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным горизонтом (пластом) может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет следующие преимущества перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, есть возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации относятся большая стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании. Под освоением скважины (презентация – ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН) понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до максимальных значений и подъема ее на поверхность. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются разными способами в зависимости от характеристики горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности. Вызов притока и очистка забоя при освоении скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Поэтому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре (фонтанной арматуре) на устье скважины со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей. Часто скважины осваиваются при помощи сжатого инертного газа – метод компрессирования. При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной насосно-компрессорными трубами) компрессором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается в нагнетательной линии и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину. Главный недостаток этого способа освоения скважины - большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т.д. При освоении скважин свабированием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень - сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над поршнем выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей, скважину, будет постепенно понижаться. В результате пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) должен производиться при собранной фонтанной арматуре. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом. Несколько иначе обстоит дело при бурении разведочных скважин. В этом случае предприятие, ведущее бурение, проводит испытание всех горизонтов (пластов), вскрытых скважиной. Испытание производится снизу вверх. В случае ограниченности притока окончательная оценка промышленной нефтегазоносности проводится по результатам испытания после применения известных методов обработки призабойной зоны или сочетания их. При этом рекомендуются следующие методы воздействия на призабойную зону пласта: а) гидропескоструйная перфорация; б) метод переменных давлений для устойчивых коллекторов всех типов; в) кислотная обработка для коллекторов, представленных карбонатными породами, а также песчаниками с большим содержанием карбонатного цемента; г) термокислотная обработка для коллекторов, представленных доломитами, доломитизированными известняками или песчаниками с карбонатным цементом, когда обычная кислотная обработка недостаточно эффективна; д) гидравлический разрыв для устойчивых коллекторов всех типов или гидрокислотный разрыв для коллекторов, представленных карбонатными или карбонизированными породами. После испытания каждого объекта проводится исследование скважины для определения параметров горизонта (пласта) и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту. Наиболее совершенный метод изоляционных работ в скважине - использование различных пакерующих устройств, когда разобщающий мост устанавливают за один спуск в скважину и не требуется дополнительной заливки цементным раствором. Широко используется взрывной пакер-устройство (взрывпакер), действующее за счет взрыва порохового заряда. Взрывной пакер создает в стволе герметичную пробку, выдерживающую перепад давления до 30 МПа. Наиболее распространенный взрывной пакер-полый цилиндр из алюминиевых сплавов, который при срабатывании порохового заряда деформируется и запрессовывается в обсадную колонну. В случае отсутствия пакерующих устройств цементные мосты в обсадных колоннах устанавливают путем закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы. Если из разведочной скважины после проведенных работ получен промышленный приток нефти или газа, скважину передают для дальнейшей эксплуатации. В том же случае, если после всех проведенных работ все испытываемые объекты окажутся «сухими», т.е. из них не будут получены промышленные притоки нефти или газа, скважина ликвидируется по геологическим причинам. |