Комплекс для вращения бурильной колонны 11 глава

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

Рис. 10.1. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин: 1 – обсадная колонна, 2 – фильтр, 3 – цементный камень, 4 – пакер, 5 – перфорационные отверстия, 6 – продуктивный пласт, 7 - хвостовик

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1.).

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 10.1, б) или хвостовика (рис. 10.1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 10.1, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 10.1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. 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.

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается 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.

Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым 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 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 ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

10.6. Химический метод борьбы с ухудшением проницаемости призабойной зоны

Ухудшение коллекторских свойств пластов, содержащих глины, происходит вследствие их чувствительности к воде. Эффект набухания монтмориллонитовых глин приводит к ухудшению проницаемости призабойной зоны. С другой стороны, набухание каолинитовых глин происходит вследствие их закупоривания частичками твердой фазы

В пласте глины обычно присутствуют во флокулированном состоянии вследствие высокого содержания солей. При бурении скважины растворами на водной основе ионная прочность окружающей глины среды уменьшается за счет расширения ионной оболочки.

В результате происходит редиспергация глины и ее миграция в микропоры. Образующиеся при этом микрофильтрационные корки приводят к закупориванию пласта.

Проблема может быть устранена путем использования электролита или полиэлектролита, что значительно уменьшает расширение ионной оболочки и нейтрализует отрицательный ионный заряд на поверхности глины.

Для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны используют КСl, СаСl₂, гидроокись алюминия и др. Хлористый кальций используют в пластах, содержащих глины с высокой степенью набухания. Полагают, что обмен ионов калия на ионы натрия в монтмориллонитовых глинах уменьшает набухающие свойства глин. По мере увеличения концентрации КСl в глине образуется не набухающий слой, который снижает общую набухающую способность глины.

Растворы неорганических солей также предотвращают набухание глин. Одним из методов обработки водо-чувствительных пластов является закачка раствора гидроокиси алюминия. Число гидроксильных групп с атомами алюминия находится в пределах 1,5-2,7. Экспериментально было установлено, что хлорид алюминии не обеспечивает сохранения коллекторских свойств пласта в течение длительного промежутка времени.

Хлорид окиси циркония является другой солью поливалентного металла, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта. Полагают, что данный материал образует защитную корку, прочно защищающую открытую поверхность частиц глины. Во всех вышеперечисленных системах, используемых для обработки содержащих глины пластов неорганические соли приводят к коагуляции глин.

Коллоидный механизм ухудшения коллекторских свойств пластов следующий. Отдельные диспергированные частицы удерживаются в жидкости и оседают в виде микроскопических фильтрационных корок на суженных поровых каналах.

Проницаемость породы в этом случае зависит от фильтрационных характеристик данных микроскопических фильтрационных корок. Хорошо известно, что флокулированная почва более проницаема, чем диспергированная. Это в свою очередь является основой применения известняка и гипса при обработке почвы. Аналогичных результатов в буровых растворах низкой фильтрации достигают за счет тонкой фильтрационной корки, содержащей глину высокой степени диспергации. Коагуляция в буровых растворах приводит к увеличению фильтрации и последующего внедрения фильтрата. Степень набухания глин зависит от ее набухающих характеристик, а также степени ее диспергации.

11. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения. Представленная ниже схема проектирования технологии бурения является обобщением научных и практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

1. Выбор профиля скважины

На начальном этапе разработки технологии бурения нефтяных и газовых скважин необходимо определить профиль ствола скважины для наклонно-направленного бурения, который во многом определяет выбор расчетных схем для последующих этапов. В частности, от этого решения зависят расчеты бурильных и обсадных колонн, выбор компоновок низа бурильных колонн и т. д.

1.1. Выбор и расчет профиля скважины. Выбор профиля зависит от геологических условий на месторождении, глубины скважины по вертикали, величины отклонения, интенсивности набора и падения зенитного угла на данном месторождении при бурении с отклонителем или без него и др

1.2. Выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля наклонной или вертикальной скважины. Основной критерий при выборе компоновки низа бурильной колонны для бурения вертикальной скважины или того или иного участка профиля ствола наклонной скважины – интенсивность измененения зенитного угла при бурении этой компоновкой.

2. Выбор конструкции скважины

Выбор конструкции скважины зависит от комплекса неуправляемых и управляемых факторов. К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации).

2.1. Выбор глубин спуска и диаметра обсадных труб

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола.

2.2. Выбор высоты подъема тампонажного раствора и конструкции забоя скважины.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих отраслевых инструктивных и методических материалов.

Основные факторы, определяющие конструкцию забоя – способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

2.3. Расчет обсадных колонн

Расчёт обсадных колонн проводят при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материала обсадных труб, а так же для проверки соответствия заложенных при проектировании нормативных коэффициентов запаса прочности ожидаемым с учётом сложившихся геологических, технологических, конъюнктурных условий производства.

3. Проектирование процессов углубления и промывки скважин

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки ее низа, показателей свойств и типов бурового раствора, необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств, гидравлической программы углубления. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колонн и географических условий бурения

Для ряда указанных вопросов еще не выработано однозначных, а тем более научно-формализованных правил. При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, некоторых свойств буровых растворов и др.) оказывается необходимым использовать результаты обобщения промыслово-статического материала, получаемого при бурении опорно-технологических и первых разведочных скважин.

3.1. Выбор породоразрушающего инструмента.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

3.2. Выбор типа бурового раствора и расчет необходимого количества материалов для поддержания его свойств.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практикибурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м³ каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

3.3. Выбор способа бурения и режимно-технологических параметров углубления.

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения – один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения – режимы бурения, гидравлическую программу, буровой инструмент, тип буровой установки. Во многом, это решение определяется конъюнктурными региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.).

В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

После принятия решения о способе бурения , типах используемых долот и буровых растворов необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту вращения долота, расход бурового раствора и время пребывания долота на забое, т.е. режим бурения.

В случае выбора способа бурения с забойными гидравлическими двигателями, после расчёта осевой нагрузки на долото необходимо выбрать тип забойного двигателя. Этот выбор осуществляется с учётом удельного момента на вращение долота, осевой нагрузки на долото и плотности бурового раствора. Технические характеристики выбранного забойного двигателя учитываются при проектировании частоты оборотов долота и гидравлической программы промывки скважины.

Для поиска этих значений в настоящее время используются три подхода:

- экспериментальный, состоящий в поиске оптимальных управляющих воздействий в процессе планируемых экспериментов при бурении опорно-технологических скважин;

- экспериментально-статистический, основывающийся на сборе и переработке информации об отработке долот при массовом бурении на регионе;

- аналитико-статистический метод, использующий математические модели углубления, коэффициенты которых определяются на основе обработки статистических данных по отработке долот.

Однако оптимизация режимных параметров на стадии проектирования имеет недостаточную для практики эффективность. Поэтому при проектировании вырабатывается нормативное задание режимно-технологических параметров и числа необходимых долот, а поиск оптимальных управляющих воздействий необходимо осуществлять в оперативном режиме на буровой, что соответствует тенденциям мировой практики.

3.4. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны Конструкция бурильной колонны определяется условиями бурения и конструкцией скважины. При проектировании бурильных колонн возможны следующие ситуации: необходимо выбрать рациональную компоновку бурильной колонны, удовлетворяющую всем инженерным по несущей способности; необходимо дать оценку с позиций проверки на прочность какого-либо варианта компоновки колонны.

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины, диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя.

В результате расчета должны быть получены диаметры, толщины стенок, группы прочности и длины секций для всех ступеней колонны, а также величины фактических коэффициентов запасов прочности для сравнения с нормативными коэффициентами

3.5. Выбор буровой установки

Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом вес в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

3.6. Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой понимается комплекс регулируемых параметров процесса промывки скважины. Номенклатура регулируемых параметров следующая: показатели свойств бурового раствора, подача буровых насосов, диаметр и количество насадок гидромониторных долот.

При составлении гидравлической программы предполагается:

- исключить флюидопроявления из пласта и поглощения бурового раствора;

- предотвратить размыв стенок скважины и механическое диспергирование транспортируемого шлама с целью исключения наработки бурового раствора;

- обеспечить вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;

- создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;

- рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;

- исключить аварийные ситуации при остановках , циркуляции и пуске буровых насосов.

Перечисленные требования к гидравлической программе удовлетворяются при условии формализации и решения многофакторной оптимизационной задачи. Известные схемы проектирования процесса промывки бурящихся скважин основаны на расчетах гидравлических сопротивлений в системе по заданным подаче насосов и показателям свойств буровых растворов.

Подобные гидравлические расчеты проводятся по следующей схеме. Вначале, исходя из эмпирических рекомендаций, задают скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве и вычисляют требуемую подачу буровых насосов. По паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем по соответствующим формулам определяют гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте. Площадь насадок гидромониторных долот подбирают исходя из разности между максимальным паспортным давлением нагнетания (соответствующим выбранным втулкам) и вычисленными потерями давления на гидравлические сопротивления.

4. Проектирование процесса крепления.

Крепление скважины – заключительная операция ее проводки, предназначенная для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

Процесс крепления скважин складывается из нескольких технологических операций, проектирование которых должно наряду с обеспечением высокого качества работ минимизировать стоимость проводки скважин при выполнении плановых сроков и безусловном недопущении осложнений.

4.1. Выбор способа спуска и цементирования обсадной колонны.

Скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами – сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. Для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками. Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не обсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

4.2. Выбор тампонажного раствора.

Многообразие геолого-технических условий при бурении нефтяных и газовых скважин, рост глубин, вызвавший, необходимость закачивания больших объемов тампонажных растворов в сжатые сроки, и повышение требований к качеству работ по креплению обусловили применение широкой номенклатуры тампонажных цементов и химических реагентов, используемых в тампонажных растворах.

Выбор тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн обуславливается литофациальной характеристикой разреза. Основными факторами, определяющими состав тампонажного раствора, являются температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида и т.д.

Для цементирования скважин необходимо применять только тампонажные материалы, выпускаемые промышленностью по технологическим регламентам и удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов.

4.3. Выбор буферной жидкости

Буферные жидкости повышают степень вытеснения бурового раствора из затрубного пространства скважины, предотвращая его смешение с тампонажным раствором и удаляя часть глинистой корки со стенок.

Буферную жидкость выбирают согласно следующим критериям:

· типу основы бурового раствора (водная или неводная),

· его плотности,

· температурным условиям в скважине,

· кавернозности ствола,

· высоте подъема тампонажного раствора,

· содержанию солей кальция в буровом растворе,

· наличию в разрезе высокопроницаемых пластов,

· протяженности перемычки между продутивным и водоносным пластами,

· наличию в буровом растворе химических реагентов.

4.4. Выбор технологической оснастки и режима спуска обсадной колонны.

Сборка и спуск обсадной колонны – ответственные этапы крепления скважины. В общем случае они состоят из следующих операций: сборка обсадных (при необходимости и бурильных) труб в колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы (с ограниченной скоростью спуска и интенсивностью торможения), промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения качественного ее спуска и цементирования.

4.5. Расчет режима цементирования.

При гидравлическом расчете цеметирования должны выполняться технико-технологические требования к давлению в системе цементирования.

- суммарное давление не должно превышать предельно допустимых давлений для цементировочной головки и цементировочного агрегата;

- давление в затрубном пространстве должно быть меньше давления гидроразрыва пластов.

4.6. Выбор способа испытания обсадных колонн на герметичность.

Герметичность и прочность зацементированных обсадных колонн проверяют созданием внутреннего или внешнего избыточного давления при нагнетании в колонну жидкости или снижения уровня жидкости внутри колонны.

5. Выбор комплекса геофизических исследований.

Для обеспечения достоверной геологической информации в перспективных интервалах выбирается комплекс геофизических исследований. Выбор основного и дополнительного комплексов зависит от типа скважины, интервалов исследования, свойств бурового раствора.

6. Проектирование процесса испытания скважин.

Заключительный технологический этап при бурении нефтяных и газовых скважин связан с испытанием продуктивных горизонтов. В комплекс работ по испытанию входят создание гидравлической связи скважины с пластами при наличии закрытого забоя, выбор способа вызова притока из пластов и при необходимости методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного влияния на продуктивные пласты процессов бурения при вскрытии.

6.3. Выбор способа перфорации.

Перфораторы пробивают канал в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня. Различие геологических условий породило необходимость создания широкой номенклатуры перфораторов – бескорпусных разрушающихся, корпусных кумулятивных и т.д.

При осуществлении перфорации возможны значительные деформации обсадной колонны, образования трещин в цементном камне и нарушение их сцепления. Поэтому выбор способа перфорации и проектирования технологических режимов должно проводиться только при соблюдении требований действующих руководящих документов.

6.4. Выбор способа вызова притока из пласта.

Вызов притока из пласта осуществляют снижением забойного давления. Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина скважины (искусственный забой); диаметр обсадной колонны; диаметр колонны насосно – компрессорных труб (НКТ); глубина спуска НКТ; пластовое давление; пластовая температура; проницаемость пласта; сведения об эксплуатационных особенностях пласта – коллектора; сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. В настоящее время используются следующие способы вызова притока из пласта: замена на раствор меньшей плотности; замена на газированную жидкость; замена на пену; снижение уровня жидкости в скважине. На основе выбора способа вызова притока получают ответы на следующие вопросы: режимные показатели процесса (забойное давление и депрессия на пласт, темп снижения забойного давления, производительность агрегатов и давление нагнетания рабочих агентов, продолжительность процесса); технические средства (номенклатура и количество); реагенты и материалы (номенклатура и количество); стоимость работ.