Особенности бурения и освоения нефтегазовых скважин

Первые шаги по обнаружению нефтегазовых месторождений делают геофизики вместе с геологами, и только потом в выявленных перспективных районах начинают бурить скважины. Последовательно по мере накопления информации бурят скважины:

- опорные – для изучения геологического и гидрогеологического строения региона;

- структурные - для выявления перспективных площадей, изучения структуры, стратиграфии и литологии разреза;

- поисковые – бурят на подготовленных геофизиками и геохимиками и структурным бурением, площадям с целью установления нефтегазоносности;

- параметрические – для уточнения глубинного геологического строения и получением сведений о геолого-геофизической характеристике разреза с целью уточнения сейсмических и других геофизических исследований;

- разведочные для оконтуривания месторождения с установленной нефтегазоносностью, подсчета запасов и подготовки к разработки;

- эксплуатационные для разработки и добычи нефти и газа;

- специальные - подсобные (оценочные, наблюдательные, нагнетательные, термовоздействия на пласт; для ликвидации выбросов);

- технические – дополнительные (дренажные; аккумулятивные – для подземных газохранилищ; разведка и добыча технических вод).

Процесс бурения нефтегазовых скважин незначительно отличается от бурения геологоразведочных скважин. Главное отличие – значительно большие глубины и диаметры скважин и, соответственно бурового инструмента, преобладание бескернового бурения и большие объемы бурения с забойными двигателями: турбобурами, забойными объемными гидравлическими двигателями. Все буровые установки бурения нефтегазовых скважин имеют роторный вращатель, который остается и при бурении забойными двигателями и используется для периодического «проворачивания» бурильных труб. В последнее время для бурения нефтегазовых скважин стали применять буровые установки с подвижным вращателем – «верхний привод» (ротор как подсобный механизм во всех установках остается).

Глубины современных нефтегазовых скважин составляют до 9000 м (по вертикали). Длина скважин с горизонтальным окончанием (при глубине 2000 - 4000 метров) составляет более 12 километров. В нашей стране в районе острова Сахалин, пробурена самая протяженная (длинная) скважина с горизонтальным окончанием общей длиной 12700 метров (наша Кольская научная сверхглубокая – 12262 м).

Диаметры эксплуатационных нефтегазовых скважин также значительно больше чем в геологоразведке и больше чем при бурении гидрогеологических и водозаборных скважин. Конечные диаметры скважин зависят от проектируемого дебита нефти или газа и составляют от 114 до 295 мм, а начальные могут достигать 490 и даже 555 мм

Конструкции нефтегазовых скважин отличаются первостепенным учетом пластовых давлений по разрезу скважины, большим количеством колонн обсадных труб, особым вниманием к изоляции горизонтов и более широким применением цементации затрубного пространства. Составляется конструкция нефтегазовой скважины также, как и геологоразведочных и гидрогеологических скважин снизу – вверх. Конечный диаметр скважины определяется диаметром эксплуатационной колонны из соображения добычи полезного компонента и с учетом экономического фактора. Так для глубоких скважин конечный2 диаметр -114, 129мм, для средних глубин 141, 146, 168 мм, для высокодебитных 219 мм. При турбинном бурении конечный диаметр увеличивается до 243, 269. 295 мм. После выбора конечного диаметра скважины, определяют количество размеры и места установки колонн обсадных труб. Количество и места установки обсадных колонн определяются устойчивостью стенок скважины и необходимостью изоляции горизонтов. В состав конструкции скважины входят: верхняя обсадная колонна - направление, следующая колонна - кондуктор, затем идут одна или несколько технических колонн и эксплуатационная колонна (рис. 30 а ) Если продуктивный горизонт один и представлен устойчивыми породами, он может не обсаживаться (рис. 30 б). В некоторых случаях вместо эксплуатационной колонны ставится потайная колонна – хвостовик (рис. 30 в) или фильтр (рис. 30 г). Величина выхода незакрепленного ствола в процессе бурения зависит от ряда факторов:

- наличие и размеры геологических осложнений;

- наличие несовместимых условий бурения из за разности пластовых и гидростатического давлений;

-возможность перетоков пластовых флюидов из одного горизонта в другой;

- возможный износ и ослабление установленной обсадной колонны за счет длительного вращения в ней бурильных труб в процессе бурения до установки следующей колонны.

Обычно выход колонны составляет от нескольких сотен до тысяч метров.

Конструкция скважины должна обеспечивать безопасное (от осложнений) и экономное проведение работ по сооружению скважины.

Характерные варианты конструкций нефтегазовых скважин приведены на

рис. 35

Рис. 35

Особенности вскрытия и освоения продуктивных горизонтов. В зависимости от того какими породами представлен коллектор продуктивного пласта выбирается схема его вскрытия и освоения. Поскольку продуктивный горизонт представлен проницаемыми породами, то в первую очередь решается вопрос о балансе пластового и гидростатического давления столба очистного агента. Недостаток гидростатического давления может приводить к разрушению стенок скважины, а при аномально высоком пластовом давлении может произойти аварийный выброс. При значительном превышении гидростатического давления, промывочная жидкость может глубоко проникать в продуктивный пласт, засоряя его и затрудняя последующее извлечение полезного компонента. Варианты оборудования продуктивного пласта показаны на рис.36. При устойчивых стенках пласта может быть безфильтровой вариант (рис.36 а), в среднеустойчивых породах фильтром служит нижняя часть эксплуатационной колонны (рис. 36 б), в неустойчивых и сыпучих породах в продуктивном горизонте устанавливается фильтр (рис. 36 в), при вскрытии двух и более продуктивных пластов, обычно полностью перекрываются все продуктивные и промежуточные пласты, устанавливается эксплуатационная колонна или хвостовик с полной цементацией всего затрубного пространства с последующей перфорацией продуктивных зон (рис. 36 д).

Рис. 36

Другая особенность сооружения нефтегазовых скважин это важнейшее значение изоляции горизонтов, чтобы исключить перетоки флюидов из различных горизонтов. Осуществляется изоляция цементированием затрубного пространства практически всех обсадных колонн. Поскольку при бурении нефтегазовых скважин изолировать необходимо пласты с флюидами различных составов, в том числе и агрессивными, опасными при попадании в продуктивные пласты и с различными давлениями, цементация затрубного пространства колонн обсадных труб имеет первостепенное значение. Важное значение придается составу и качеству тампонажных цементных смесей их свойствам и параметрам. Особо важное значение придается контролю качества цементирования. Поэтому геофизическим методам контроля за качеством цементирования придается первостепенное значение. В практике для изучения технического состояния скважины применяется метод радиоактивных изотопов, акустический метод, метод термометрии скважины этими методами определяется высота подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве, выявляются места затрубной циркуляции, состояние контакта цементного камня с обсадными трубами и породой в стенках скважины.

Методы цементирования нефтегазовых скважин аналогичны методам цементирования гидрогеологических скважин (см. рис. 35) и отличаются только масштабами и большей ответственностью.

Другой отличительной особенностью бурения нефтегазовых скважин является широкое применение забойных двигателей, позволяющих вести бурение без вращения колонны бурильных труб – турбобуров, гидравлических объемных винтовых двигателей и реже электробуров. Схема с принципом работы турбобура приведена рис. 37 а, винтового двигателя – рис. 37 б и схема электробура – рис. 37 в.

а б в

Рис. 37.

Большинство нефтегазовых скважин бурится бескерновым способом. При бурении эксплуатационно-разведочных и некоторых эксплуатационных скважин часть отдельные участки разреза бурятся с отбором керна. Породоразрушающий инструмент в этом случае называется «бурголовка». Алмазная и шарошечная

бурголовки показаны на рис.38.

Рис. 38

.

Над бурголовкой, внутри бурильных труб (или вала турбобура) размещается съемный (аналогичный снарядам ССК) или несъемный керноприемник длиной от 4 до 26 метров.

Особые отличия нефтегазового бурения от геологоразведочного имеют место при вскрытии и освоении продуктивных пластов. Здесь, также как и при бурении гидрогеологических скважин, нужно обеспечить такое вскрытие пластов, чтобы, с одной стороны, сохранить устойчивость стенок скважины, с другой стороны, необходимо обеспечить беспрепятственное поступление полезного компонента из пласта.

При вскрытии продуктивных пластов, представленных неустойчивыми породами или имеющих аномальное давление, пласт необходимо перекрывать обсадными трубами, а в ряде случаев с цементацией затрубного пространства. В этих случаях для вскрытия пласта выполняется «прострелочная перфорация», обычно выполняемая геофизиками.Перфорация (проделывание отверстий в обсадных трубах и цементном кольце) выполняется пулевыми или кумулятивными перфораторами. Более 90% перфорационных работ выполняются кумулятивными перфораторами.

Для увеличения продуктивной отдачи в последние годы стали широко применять бурение скважин с горизонтальным окончанием, т.е. скважины с комбинированной трассой, имеющей вертикальную часть, дугообразно искривленный участок с выходом на горизонтальную часть ствола.

При таких работах особо важная роль принадлежит геофизикам для обеспечения направленного бурения сильно искривленных участков ствола скважины при переходе от вертикального к горизонтальному участку. Бурение сильно искривленных участков ствола осуществляется с использованием забойных двигателей без вращения бурильных труб. Управление трассой скважины при этом сводится к ориентированию отклонителя (обычно это «кривой переходник») и к дальнейшему контролю направления трассы скважины

При бурении и освоении нефтегазовых скважин особо важную роль играют геофизические исследования скважин. Геофизические методы исследования скважин осуществляются в следующих направлениях:

- изучение геологического разреза;

- изучение технического состояния скважины;

- установление мест водопоглощающих и водопроявляющих горизонтов;

- контроль процессов разработки нефти и газа;

- проведение перфорационных и взрывных работ в скважинах.

Техническое состояние скважины контролируют с помощью комплекса геофизических методов, к которым относятся; инклинометрия, кавернометрия, профелеметрия, контроль цементирования скважин (высота подъема цементного раствора, полнота заполнения цементным раствором затрубного пространства и др.), профелеметрия внутреннего сечения обсадных колонн для оценки их истирания и др.

Для выполнения этих работ в нефтегазовых скважинах применяются:

- электрический каротаж,

- радиоактивный каротаж,

- акустический метод,

- газовый каротаж,

- термометрия скважин,

- механический каротаж,

- инклинометрия,

- кавернометрия,

- профелеметрия.

Кроме того геофизикам доверяются работы, связанные с взрывчатым веществом:

- перфорация обсадных труб и стенок скважины для добычи нефти и газа;

пулевыми и кумулятивными перфораторами;

- взрывные работы (торпедирование) на забое скважины при прихватах;

- отбор боковых проб стреляющими грунтоносами.