Технология вскрытия продуктивных горизонтов
Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом рациональной разработки нефтегазовых месторождений. Высококачественное вскрытие продуктивных горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из малопроницаемых пропластков, что способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.
Основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта в период вскрытия является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости, (проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллектора до 50% и более). Коэффициент продуктивности скважин после их глушения глинистым раствором в большинстве случаев снижается более чем в 2,5 раза. Дисперсионная среда, проникшая в нефтяной пласт, вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в продуктивном коллекторе; образует водонефтяные эмульсии; образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта при взаимодействии с высокоминерализованной водой. Проникновение глинистых частиц начинается при проницаемости пород около 270 мД. С увеличением проницаемости кернов отрицательное влияние проникающих частиц усиливается.
Проницаемость призабойной зоны снижается и в процессе вскрытия пласта перфорацией, так как качество жидкости, заполняющей ствол скважины перед перфорацией, обычно бывает низким. Буровой раствор, попадая в перфорационные каналы, закупоривает их твердыми частицами, а отфильтровавшаяся из раствора вода проникает в пласт и снижает его проницаемость. Чем выше давление на пласт, тем сильнее закупориваются перфорационные каналы и уменьшается коэффициент продуктивности скважин. Поэтому для создания лучших условий притока жидкости из пласта в скважину, перфорацию необходимо производить при минимально возможном превышении забойного давления над пластовым. Качество вскрытия пласта зависит также от плотности перфорации - числа отверстий, приходящихся на 1 м колонны. Для каждого месторождения должны быть установлены научно обоснованные нормы плотности перфорации. При этом необходимо рассмотреть и экономическую сторону вопроса, так как стоимость перфорации высока и занимает большой удельный вес в общих затратах на освоение скважин. Проведенные исследования показали, что коэффициент продуктивности скважин растет пропорционально увеличению плотности перфорации в интервале от 5 до 10 отверстий. Последующее увеличение плотности перфорации приводит к незначительному росту коэффициента продуктивности.
К основным задачам, решение которых может обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта, можно отнести:
выбор типа промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта;
выбор конструкции скважины и способа цементирования эксплуатационной колонны;
определение интервала перфорации эксплуатационной колонны;
снижение противодавления на пласт до безопасного значения;
сокращение времени, в течение которого буровой раствор контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.
8.4.2. Основные признаки ГНВП. Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений
Пластовые жидкости (газ, вода, нефть) могут поступать в скважину, прежде всего, если пластовое давление хотя бы в одном из проницаемых горизонтов больше давления, создаваемого промывочной жидкостью. Приток может возникнуть при недостаточном контроле за плотностью промывочной жидкости и за ее дегазацией, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения или во время подъема колонны труб. Интенсивность притока зависит от разности между пластовым давлением и давлением в скважине, проницаемости приствольной части горизонта, свойств пластовых жидкостей и других факторов и нередко бывает весьма значительной.
Некоторое количество пластовых жидкостей поступает в скважину вместе с частицами разбуриваемой породы; объемная скорость такого поступления примерно пропорциональна механической скорости проходки. При высокой механической скорости проходки объем поступающего таким путем газа может быть опасно большим.
Пластовые жидкости могут поступать в скважину также в результате диффузии через проницаемые стенки ее, под влиянием капиллярного и осмотического давлений. Интенсивность такого притока обычно невелика и не представляет опасности, если нет длительных перерывов в циркуляции и если на дневной поверхности промывочную жидкость хорошо дегазируют.
Во время промывки и в первый период после ее прекращения из промывочной жидкости в газоносный объект отфильтровывается дисперсионная среда. Плотность газа невелика, поэтому избыточное давление в скважине вблизи подошвы газоносного объекта выше, чем у кровли, и тем значительнее, чем больше толщина объекта. В покое давление, создаваемое тиксотропной промывочной жидкостью, уменьшается по мере того, как часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины и колонны труб. Если давление против кровли газоносного объекта станет ниже пластового, отфильтровывание дисперсионной среды прекратится и в скважину может начаться поступление пластового газа. При длительных перерывах циркуляции из верхней части газоносного объекта в скважину может поступить довольно значительное количество газа; тогда образуется пачка газированной промывочной жидкости.
Если газоносный объект трещиноват, то в процессе бурения в трещины нередко поступает значительное количество промывочной жидкости, которая смешивается в них с пластовым газом. При понижении давления в скважине (например, при подъеме бурильной колонны) часть поглощенной жидкости вместе с содержащимся в ней газом из трещин возвращается вновь в ствол. Возможно, это одна из основных причин появления в скважине газированной промывочной жидкости.
После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной жидкости к устью содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ— жидкость возрастает. В результате давление, создаваемое столбом газированной промывочной жидкости на стенки скважины, уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах (до 1000—1500 м); разность между пластовым давлением и давлением в скважине возрастает, что способствует интенсификации притока газа из объекта.
Как только порция газированной жидкости оказывается на глубине нескольких сот метров от негерметизированного устья скважины, начинается бурное расширение пузырьков газа; при этом часть промывочной жидкости может быть выброшена из скважины, а давление на стенки скачкообразно уменьшится. Подобные выбросы могут переходить в открытое фонтанирование.
О начавшемся притоке пластовой жидкости можно судить по ряду признаков: уменьшению плотности промывочной жидкости; увеличению уровня ее в металлической приемной емкости буровых насосов; увеличению скорости течения в желобе на выходе из скважины; переливу через устье после прекращения промывки, а иногда даже во время ее; увеличению избыточного давления на устье скважины с закрытым превентором; увеличению газосодержания в потоке, выходящем из скважины. При газировании значительно возрастает условная вязкость промывочной жидкости. В случае притока пресной воды снижаются условная вязкость и статическое напряжение сдвига, возрастают водоотдача и суточный отстой, из утяжеленной жидкости нередко выпадает утяжелитель.
Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.
Основной способ, позволяющий управлять состоянием скважины в случае начинающегося притока пластовой жидкости и предотвращать нерегулируемые выбросы промывочной жидкости, - герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием.
Для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо:
1) герметизировать устье скважины превенторами, регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;
2) систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание; с момента подхода к горизонту с повышенным коэффициентом аномальности, особенно к газонасыщенному, целесообразно контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;
3) перед вскрытием горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности заблаговременно увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;
4) для вскрытия горизонтов со значительно повышенными коэффициентами аномальности применять промывочные жидкости с малой водоотдачей, возможно малым статическим напряжением сдвига (достаточным, однако, для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии), малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;
5) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания целесообразно временно приостановить углубление скважины и, не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую с несколько повышенной плотностью;
6) тщательно следить за тем, чтобы в дегазаторах практически полностью удалялся из промывочной жидкости пластовый газ; если дегазация неполная, отрегулировать режим работы дегазаторов и при необходимости установить дополнительный дегазатор в очистной системе;
7) если при разбуривании газоносного объекта и нормальной дегазации промывочной жидкости газосодержание в выходящем из скважины потоке опасно велико, уменьшить механическую скорость проходки до уровня, при котором опасность выброса будет практически исключена;
8) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества, которое требуется для вскрытия горизонта с повышенным коэффициентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов скважины;
9) при подъеме колонны труб доливать в скважину промывочную жидкость с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;
10) в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или над вертлюгом —шаровой кран высокого давления;
11) не допускать длительных простоев скважины без промывки.
12) при каждой промывке восстанавливать циркуляцию целесообразно при закрытом превенторе на устье.
Открывать превентор можно лишь после того, как вся газированная жидкость вышла из скважины и избыточное давление на выходе из последней снизилось до атмосферного.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2148;