Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин

Методы вскрытия продуктивного пласта могут быть различными – в зависимости от геологических и технических условий. Однако все они должны решать следующие основные задачи.

1. При вскрытии продуктивных пластов с высоким пластовым дав­лением необходимо принять меры по предупреждению возможного от­крытого фонтанирования. Для этого применяют буровой раствор такой плотности, чтобы обеспечивалось превышение забойного давления над пластовым на 10%.

2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводиться с сохранением естественных фильтрационных свойств породы.

При вскрытии продуктивного пласта давление столба бурового раствора отличается от пластового давления. Если оно выше, то в продуктивный пласт может проникать буровой раствор, или фильтрат, и снижать проницаемость в призабойной зоне пласта. При взаимодействии фильтрата бурового раство­ра с пластовыми водами или нефтью возможно выпадение нерастворимых осадков в порах и трещинах пласта, а также образование стойких водонефтя-ных эмульсий. С учетом этого буровые растворы, на которых вскрывают про­дуктивные пласты, должны иметь низкую водоотдачу, не вызывать набухания глинистого материала пород продуктивного пласта и не создавать осадков вследствие взаимодействия их с пластовыми жидкостями. При вскрытии высокопроницаемых пластов, имеющих низкие пластовые давления, проис­ходит поглощение бурового раствора. Такие пласты вскрывают растворами на углеводородной основе или растворами, облегченными за счет их аэрации, с добавками поверхностно-активных веществ, пен и др.

Буровой раствор может попадать в призабойную зону пласта по трещинам, которые могут образоваться вновь, или расширить имеющиеся за счет повы­шенных давлений, возникающих при спуске бурового инструмента на больших скоростях. В этой связи при вскрытии продуктивного пласта нельзя превышать скорости спуска бурового инструмента выше критически допустимых значений, при которых происходит разрыв пласта и раскрытие имеющихся трещин.

3. Должна быть обеспечена полнота вскрытия пласта, при которой
обеспечивается длительная безводная добыча нефти и максимальное об­
легчение притока жидкости к забою скважин.

Если бурится нагнетательная скважина в законтурной части залежи, то пласт необходимо вскрывать полностью с целью достижения высокой приемистости.

В тех случаях, когда в подошве пласта нет воды и скважина находится на большом расстоянии от водонефтяного (ВНК) или газонефтяного (ГНК)

контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной части пласта на всю его толщину.

Если нефтедобывающая скважина вскрыла газовую шапку, то перфо­рацию пласта необходимо проводить с некоторым отходом от ГНК, а забой оборудовать так, чтобы нефть, поступающая к забою скважины, не увлекала газ из газовой шапки.

Перфорация скважин

Для вторичного вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опро­бования в эксплуатационной колонне на месторождениях ОАО «Сургут­нефтегаз» в основном применяют кумулятивную перфорацию.

Плотность прострела (количество отверстий на 1 пог.м) и тип перфора­тора выбираются гелогической службой НГДУ в зависимости от литологии, коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и дав­ления в интервале перфорации.

С целью сохранения коллекторских свойств пласта перед проведением перфорации в интервал продуктивного пласта закачивают различные кис­лотные растворы (КПС) в объеме 3–5 м³, плотность которых выше плотности промывочной жидкости.

Кумулятивные перфораторыимеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно стенкам скважины (рис. 3).

Прослеживается тенденция увеличения прострелочных работ одно­разовыми корпусными перфораторами, которые позволяют за один спуск перфорировать значительные по протяженности интервалы, и тенденция увеличения использования перфораторов с высокой пробивной способно­стью, которые позволяют более эффективно и качественно производить вскрытие продуктивных пластов.

В 2010 году планируется производственное опробование перфора­ционной системы однократного применения с диаметром корпуса 50 мм, предназначенной для спуска на кабеле, на трубах НКТ и с использованием установки «Непрерывная труба».

Рис. 3. Схема образования отверстия кумулятивным зарядом:

1 – заряд; 2 – детонатор; 3 – кабель; 4 – зона распространения горения заряда;

5 – металлическая облицовка; 6 – коллектор; 7 – перфорационное отверстие

в коллекторе; 8 – цементный камень; 9 – обсадная труба.

3 п

X

я п

S

1Г

Э X п S

S X

S Я п -л 2 ^s

5 ^н

^ s

О я

Э6 s

Ь н

N S

6S

< ■п

п ■Б-

В)

ы

CD ГО

«ЕвшфзнЖМд» qvq ишэИт/сиээи хпныфан эинадЛд и bvuouoaj

Продолжение таблицы 2

га га

►

t

GQ О

I

=] о

Ь о

а:■&

ы

S

7

Перфоратор корпусной одноразовый ПКТ-73КЛ (заряд ЗПКТ73-БО)

3,2

кабель, НКТ

17,5

10, 150

ДО20

Мин.внутр.диам. колонны 88 мм, фазировка 60°

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый ПКТ-89КЛ (заряд ЗПКТ89Н-ГП)

23,2

кабель, НКТ

6,0 150

ДО20

Мин.внутр.диам. колонны 115 мм, фазировка 60° имеется возможность чередования зарядов

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый ПКТ-89КЛ (заряд ЗПКТ89 Н-БО)

12,8

кабель, НКТ

19,7

6,0 150

ДО20

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый ПКТ-89КЛ (заряд ЗПКТ89Н-СП)

0,1

кабель, НКТ

6,0 150

ДО20

Мин.внутр.диам. колонны 115 мм, фазировка 60°

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый 89 мм (Шлюмберже) (заряд 3406 PJ)

кабель, НКТ

10,4

6,0 200

ДО19,7

22,7

Мин.внутр.диам. колонны 105 мм, фазировка 60°

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый 89 мм (Шлюмберже) (заряд 4621 PF)

кабель, НКТ

149,9

20,6

6,0 200

ДО16,4

19,4

Мин.внутр.диам. колонны 105 мм, фазировка 60°

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Перфоратор корпусной одноразовый 114 мм (Шлюмберже) (заряд 4505 PJ)

0,1

кабель, НКТ

1178,6

11,9

3,0 200

ДО16,4

38,6

Мин.внутр.диам. колонны 127 мм, фазировка 60°

В ЛПС на скважине. При стрельбе несколькими трубами свинчивание корпусов происходит на устье скважины

Корпусной

Окончание таблицы 2

►

О

I

Л 03

=] о

Ь о

а: ct■&

Оз

ы

S ё

Оз

Модульные перфорационные системы

Перфоратор модульный извлекаемый снаряжённый МПМ073С-10 (самоориентируемые)

1,3

НКТ

Мин.внутр.диам. колонны 88 мм, фазировка1800, длина модуля 1м. При интервалах свыше 200 м. разрешение на максимальную длину перфоратора согласовывается

Свинчивание на устье скважины при длине сборки свыше 3 метров

Корпусной снаряжённый

Перфоратор модульный извлекаемый снаряжённый МПМ73С-10

0,5

кабель, НКТ

10, 300

Мин.внутр.диам. колонны 88 мм, фазировка 60°, длина модуля 1м. При интервалах свыше 200 м. разрешение на максимальную длину перфоратора согласовывается

Свинчивание на устье скважины при длине сборки свыше 3 метров

Корпусной снаряжённый

Перфоратор модульный извлекаемый снаряжённый МПМ73С-19

4,4

кабель, НКТ

10, 300

Мин.внутр.диам. колонны 88 мм, фазировка 60°, длина модуля 1 м. При интервалах свыше 200 м. разрешение на максимальную длину перфоратора согласовывается

Свинчивание на устье скважины при длине сборки свыше 3 метров

Корпусной снаряжённый

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата