Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

Образования из твердых частиц в той или иной степени препятствуют проникновению фильтрата в проницаемый коллектор.

Основными факторами способствующими проникновению жидкой фазы в пласт является избыточное давление создаваемое столбом бурового раствора, его свойства, продолжительность воздействия, соотношение размеров твердых частиц и каналов порового пространства.

По величине пластового давления коллекторы делят на три группы:

1. 
   С аномально высоким пластовым давлением Р_пл > Р_гс
   
2. 
   С давлением близким к гидростатическому Р_пл = Р_гс
   
3. 
   с давлением меньшим гидростатического Р_пл < Р_гс
   

Под коэффициентом аномальности (к) в бурении понимают отношение пластового давления Р_пл на глубине z_пл к давлению столба пресной воды такой же высоты. к = Р_пл/ρ_в g z_пл = Р_пл/10⁴ z_пл )

Стандартные технологии бурения предусматривают вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы с репрессией на пласт, т.е. созданием на него давления большего, чем давление в пласте.
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП - 2003) плотность бурового раствора должна предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины превышающее проектное пластовое давление не менее 10 процентов для скважин глубиной до 1200м и 5 процентов в интервале от 1200м до проектной глубины. Допускается большая плотность раствора, но при этом давление столба не должно превышать пластовое 1.5 МПа до глубины 1200м и 2.5 – 3 МПа для более глубоких скважин.

Плотность бурового раствора ρ_бр выбирают с таким расчетом, чтобы давление на вскрываемый пласт, создаваемое столбом раствора было выше пластового, но меньше давления поглощения Р_п : Р_пл < ρgz_пл < Р_п

Если фильтратом, проникающим в проницаемые пласты, является вода, то его действия многосторонние. Проникая в глубь пласта, вода замещает в его порах и каналах нефть и газ, оттесняет от скважины и препятствует их перемещению, способствует набуханию глинистых составляющих пласта, образует стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии, а на стенках каналов пленки, что создает дополнительные сопротивления движению нефти и газа. Если фильтрат минерализованный, то может вступать в химическое взаимодействие с пластовой водой с образованием трудно растворимых и нерастворимых веществ, закупоривающих каналы пласта. Все это вызывает изменение естественных параметров пласта в призабойной зоне.

Растворы на водной основе для вскрытия продуктивных пластов должны быть с низкой водоотдачей, малой вязкостью, с малым содержанием твердой фазы, обработанные ингибиторами.

Растворы с низкой водоотдачей образуют на поверхности проницаемого пласта тонкую, эластичную, малопроницаемую корку, препятствующую проникновению в пласт фильтрата и твердых частиц. Малая вязкость способствует снижению насыщения раствора газом, поступающим в скважину вместе с выбуренной породой. Ингибиторы предотвращают или замедляют реакцию фильтрата раствора с породой пласта и с пластовыми водами.

С целью сохранения коллекторских свойств пород продуктивного пласта в эксплуатационных скважинах для их вскрытия рекомендуются растворы на углеводородной основе, полимерные растворные системы, а также специальные технологии вскрытия без противодавления на продуктивные пласты.

Выбранный метод должен обеспечить сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта при бурении и возможность оборудовать забой, позволяющий эксплуатировать скважину в конкретных геологических условиях с оптимальными показателями.

Выбор конструкции забоя заключается в обосновании его диаметров (наружного и внутреннего), выбора типа фильтров, характера сообщения скважины и эксплуатационного объекта с учетом горного давления и возможных нарушений при движении флюидов в пласте. В конструкции забоя должны быть предусмотрены сочетание элементов крепи скважины, обеспечивающих устойчивость продуктивной части ствола, его разобщение и длительную эксплуатацию с возможностью проведения технологических воздействий на пласт, геофизические исследования и ремонт.

Исходя из этих требований применяют два основных метода входа и создания ствола в интервале продуктивного пласта ( в один или в два этапа).

1. Бурение ствола под эксплуатационную колонну несколько ниже подошвы проектного объекта (в один этап) с последующим креплением пробуренного интервала и формированием конструкции забоя в зоне продуктивного пласта.

2. Бурение ствола скважины и крепление пробуренного интервала до (выше, ниже) кровли продуктивного пласта (первый этап) с последующим его вскрытием через башмак эксплуатационной колонны долотом меньшего диаметра и формированием конструкции забоя (второй этап).

При бурении в один этап параметры раствора должны удовлетворять не только требованиям вскрываемого пласта, но и всему открытому интервалу ствола скважины.

При бурении в два этапа весь интервал скважины до вскрываемого объекта обсажен колонной и зацементирован. Для вскрытия пласта на репрессии можно использовать высококачественные растворы с параметрами соответствующими только вскрываемому объекту, а также с большей эффективностью реализовать технологии вскрытия пластов на равновесии и депрессии, так как любые проявления вышележащих горизонтов исключены. При этом значительно сокращаются потери и расход раствора.

Использование технологий вскрытия без противодавления на пласт допускается только с установленным на устье скважины комплексом специального оборудования, исключающего возможность излияний вскрываемого объекта на дневную поверхность в процессе углубления забоя, спускоподъемных операций и других запланированных технологических процессов как при наличии, так и отсутствии в скважине колонны труб.

Для вскрытия на равновесии используют буровые растворы, плотность которых позволяет создание гидростатического давления на забой равным давлению пластовому (выветренная нефть, полимерные растворы, газированные растворы). Вскрытие на депрессии производят с продувкой скважины газами (азот), промывкой пенами, облегченными растворами, создающими давление на забой меньше пластового.

Перед спуском колонны в стволе скважины производят комплекс геофизических исследований, уточняющих границы отдельных геологических образований, нефтенасыщенных коллекторов, водоносных пластов и ряд других параметров.
Конструкции забоев в интервалах эксплуатационных объектов формируют закрытыми и открытыми (рис. 4.2).

В з а к р ы т ы х забоях продуктивные пласты перекрыты сплошной колонной или хвостовиком и зацементированы. Сообщение пласта со скважиной через специально созданные в крепи каналы (д, е ).

В о т к р ы т ы х забоях продуктивные пласты не зацементированы сообщаются со скважиной по всей поверхности ствола (а, б ) или через установленный в интервале пласта трубный фильтр (в, г ).

Формирование открытого забоя возможно только в определенных геологических условиях в тех скважинах, продуктивный пласт которых однороден без газовых и водоносных пропластков и сложен устойчивыми породами не склонными к обвалам.

Большинство залежей нефти не соответствует указанным условиям и в них формируются закрытые забои. Интервал залежи закреплен трубами и цементом, а сообщение со скважиной только в зонах, содержащих запасы нефти, которые от водоносных и газовых пропластков изолированы.

.

Рис. 4.2. Схемы конструкций призабойной зоны скважин: 1 – обсадная колонна; 2 – фильтр; 3 – цементный камень; 4 – пакер; 5 – перфорационные отверстия; 6 – продуктивный пласт; 7 – хвостовик.

Кроме основных типов в конкретных геологических условиях используют:

- конструкции забоев смешанного типа – нижняя часть пласта открытая, а верхняя закреплена колонной и перфорирована.

- конструкции забоев для предотвращения с установкой в интервале продуктивного пласта забойных и гравийных фильтров или проницаемых тампонирующих материалов для предотвращения выноса песка.

Надежное разобщение продуктивных пластов достигается дополнительными мероприятиями в процессе крепления эксплуатационных колонн и хвостовиков: установка центрирующих приспособлений, обработка стенок скважины в интервале продуктивных пластов, использование буферных жидкостей, обеспечение полноты замены за колонной бурового раствора цементным, повышение качества цементного камня и др.

В случае перекрытия продуктивного пласта колонной (рис. 4.3 ) упорное кольцо располагают несколько ниже подошвы эксплуатационного объекта, Длина зумпфа (интервал от подошвы пласта до забоя) зависит от наличия и расположения водоносных пластов по отношению к продуктивному. Обратный клапан располагают между упорным кольцом и башмаком или в их узлах. Чтобы колонна не прилегала к стенкам скважины, особенно в интервалах эксплуатационных объектов, устанавливают центрирующие фонари. Для лучшего замещения в кольцевом пространстве бурового раствора цементным, используют турбулизаторы.

На коллекторские свойства пласта также отрицательно влияет процесс цементирования в силу воздействия дополнительных гидравлических давлений и высокой водоотдачи цементного раствора. Для исключения контакта цементного раствора с коллектором, возможна установка в составе колонны в интервале продуктивных пластов приспособлений с обводными каналами.

Рис. 4.3 Схема размещения колонной оснастки 1.эксплуатационная колонна, 2.башмак, 3.отверстия башмака, 4.обратный клапан, 5.упорное кольцо, 6. фонари.	Рис.4.4 Схема многозабойной скважины

Способы цементирования определяются конструкциями забоев.

Конструкции забоев (рис. 4.2 а,в,е) сформированы вскрытием в два этапа - а –отрытый забой без фильтра, в - открытый с фильтром, е – закрытый с зацементированным хвостовиком.

Конструкции б,г,д, сформированы после бурения в один этап, при этом-

Забои наклонно-направленных скважин в продуктивном пласте расположены в соответствии с сеткой, предусмотренной проектом разработки. Размещение скважин в кусте и расстояние между ними обусловлено системами разработки, технологическими возможностями, требованиями безопасности при эксплуатации и подземных ремонтах скважин.

Для повышения эффективности разработки нефтяных залежей пространственное положение оси скважины в продуктивном пласте может быть вертикальным, наклонным, горизонтальным (рис.4.5). Стволы могут быть с одним или несколькими забоями. Многозабойное бурение заключается в том, что из основного ствола скважины в разные направления бурят дополнительные стволы, пересекающие продуктивный пласт по наклонной оси или простирающиеся в нем по горизонтали (рис.4.4 ).

Многозабойное бурение, технологии вскрытия без создания репрессии на пласт предпочтительно в скважинах с поэтапным с креплением в два этапа или созданием стволов через обсадные колонны..

Рис.4.5 Схема четырехинтервального профиля бокового ствола.

Окончанием бурения скважины считается завершение крепления эксплуатационной колонной и испытанием ее на герметичность. Герметичность проверяют способом создания избыточных давлений путем нагнетания в колонну жидкости или снижением уровня. Колонна считается герметичной, если через определенное время давление или уровень в колонне изменяются в допустимых пределах. Устье скважины оборудуют путем обвязки колонн между собой специальными колонными головками. Если эксплуатационная колонна зацементирована до устья допускается ее устанавка на хомуты. После обвязки на колонну навертывают трубную головку с флянцем, на которую устанавливают устьевое оборудование, обеспечивающее безопасный вызов притока пластовых флюидов из продуктивного пласта в скважину.

Строительство скважин завершается созданием условий для устойчивого притока жидкости и газа из пласта в скважину и подъема ее на поверхность.

Вызов притока возможен при наличии гидравлического сообщения пласта со скважиной.

Рис.4.6 Колонная головки ГКМ (рассчитанная на давление 12,5 МПа) 1 – корпус, 2 – 3 – уплотнительные кольца, 4 – 6 – 11- 13 – фланец, 5 – полукольца, 7 – специальная муфта, 8 – переводной патрубок, 9 – патрубок подсоединительный 10 – манометр, 12 – кран.

В скважинах с открытым забоем сообщение с пластом естественное по всей поверхности открытого ствола. В закрепленных стволах гидродинамическая связь скважины с пластом достигается созданием фильтра с помощью перфораторов различного принципа действия (стреляющие, сверлящие, гидроабразивные), которые пробивают отверстия в колонне, цементном камне и пласте.

Процесс создания связи пласта со скважиной называют вторичным вскрытием продуктивного горизонта..

Стреляющие перфораторы спускают в скважину на специальном кабеле с помощью каротажной лебедки. Импульс тока, подаваемый по кабелю с поверхности, обеспечивает воспламенение заряда взрывчатого вещества (ВВ) и выстрел. У пулевого перфоратора при взрыве заряда ВВ образующиеся газы выталкивают пулю, пробивающую крепь и внедряющуюся в породу.

У кумулятивного перфоратора взрывная волна фокусируется в струю раскаленных газов, движущуюся с огромной скоростью и под высоким давлением (до 30000 МПа) прожигает отверстия в крепи скважины. Этот вид перфорации наиболее распространен

Рис. 4.7 Действие кумулятивной струи на преграду: 1-кумулятивная струя; 2-преграда

Стандартный способ вторичного вскрытия осуществляется с противодавлением на вскрываемый пласт. Более эффективным является вскрытие кумулятивными перфораторами на депрессии. Его осуществляют по двум технологиям: вскрытие перфораторами спускаемыми на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и малогабаритными перфораторами спускаемыми на кабеле в НКТ. Современные кумулятивные перфораторы размером 100 мм. пробивают бетонные мишени на глубину 700 мм. Разрабатываются перфораторы с глубиной пробивания 900 – 950 мм с числом зарядов 18 на 1 метр.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струей насыщенной песком жидкости, вытекающей с большой скоростью из насадки.
Технологии вызова притока основаны на снижении забойного давления Р_заб до величины, меньшей давления в продуктивном пласте Р_пл.

Р_пл > Р_заб + Р_доп (4.2)

Р_доп – давление необходимое для преодоления сопротивлений, возникающих в результате загрязнения призабойной зоны.

Учитывая, что Р_заб = Нgρ, получаем Р_пл - Р_доп = Нgρ (4.3)

Снижение забойного давления достигается уменьшением плотности бурового раствора или понижением его уровня в скважине. Плотность уменьшают заменой бурового раствора высокой плотности на жидкости с меньшей плотностью - вода, нефть, газирование, пены. Уровень снижают поршневанием, глубинными скважинными насосами, нагнетанием газа. Если при этом приток отсутствует или незначительный, прибегают к различным способам воздействия на пласт.

Реализация снижения забойного давления осуществляется через колонну труб, называемых насосно- компрессорными (НКТ), спущенных в скважину и подвешенных в устьевом оборудовании.

Рис.4.8 а. Гладкая труба и муфта к ней	Рис. 4.8 б. Труба с высаженными наружу концами и муфта к ней

НКТ (рис.4.8) изготавливают бесшовными (цельнотянутыми) из стали нескольких групп прочности наружным диаметром 33 – 114 мм, толщиной стенки от 4 до 7 мм, длиной 5 - 9 м. На концах трубы нарезана трубная резьба, соединяют трубы муфтами. Трубы изготавливают гладкими (одинаковый диаметр по всей длине) и с высаженными наружу концами (утолщением) на котором нарезана резьба.

Снижение уровня жидкости поршневанием в НКТ производится через герметизированное устье с отводами для получаемой продукции. Поршень (рис.4.9) в колонну труб спускают на канате под уровень жидкости. Этот способ осуществляется специальными установками с комплектом устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего герметизацию устья, отвод продукции, исключение поднятия поршня в устьевое оборудование.

Рис.4.9 Поршень 1.канат, 2.замок, 3.грузовая штанга, 4.шариковый клапан, 5.полый плунжер, 6.манжета.

Рис.4. 10. Схема замены бурового раствора на воду 1.насос, 2. облегченная жидкость, 3. прием бурового раствора из скважины, 4. устьевая арматура, 5. НКТ.

Нагнетание газа (чаще всего азота) в колонну труб или межтрубное пространство производят компрессором. Используют также природный газ газовых скважин. Если мощность компрессора и давление газа недостаточно для продавливания через башмак лифтовой колонны, ее оборудуют пусковыми муфтами (отверстиями) или клапанами на расстоянии от устья соответствующего развиваемым величинам давлений.

Используется технология снижения давления на пласт промывкой скважины пенами. Пена представляет собой дисперсную систему газа в жидкости в которую введен пенообразователь. Пенообразователями служат различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Пены, в зависимости от содержания в них газа могут иметь объемную плотность до 600 кг/м³ .

Величина сил сопротивления движению жидкости в пласте зависит от многих факторов, основными из которых являются вязкость жидкости и размеры поровых каналов, т.е проницаемость.

Чем выше вязкость и ниже проницаемость, тем больше пластовой энергии расходуется на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами характерны низкие дебиты.

Дополнительные сопротивления движению жидкости создается пузырьками газа, которые выделяются из нефти внутри залежи и закупоривают поровые каналы.

Движение газонефтяной смеси в пластах происходит с большими потерями энергии, чем при движении однородной жидкости, а однородных жидкостей в разрабатываемых нефтяных пластах не бывает.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи.

В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис. 4.14).

Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.

Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.

При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным (рис.4.11).

Рис.4.11 Суммарный отбор, % График кривых разработки залежей с водонапорным режимом: 1 – пластовое давление; 2 – добыча нефти; 3 – газовый фактор; 4 – добыча воды