Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Наиболее распространенным способом крепления скважин и разобщения проницаемых горизонтов является спуск колонн, составленных из специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, а также для предотвращения газонефтепроявлений из горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности используют также пакеры.

Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в  горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола. Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина, диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

  Конструкция должна обеспечить:

• долговечность скважины как технического сооружения;
• надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых;
• минимум затрат на единицу добываемой продукции;
• возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, освоения скважин, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения.

  Особое значение при этом приобретает надежное разобщение пластов при цементировании скважин, так как от успешного решения этой задачи зависят сохранение коллекторских свойств пласта, длительность безводной эксплуатации объектов, повышение суммарного объема добычи нефти за более короткий период, сокращение затрат на ремонт скважин и др.

  Современные способы разобщения пластов во многих случаях осуществляются в осложненных условиях скважин и не обеспечивают качественного завершения работ, что приводит к возникновению нефтегазоводопроявлений, межпластовым перетокам флюидов, поглощению тампонажного раствора и другим осложнениям. Возникновение осложнений - следствие как недостаточной изученности ряда факторов, определяющих формирование и долговечность герметичного цементного кольца в заколонном пространстве, так и пренебрежения известными рекомендациями.

  Для обеспечения герметичности заколонного пространства требуется полное вытеснение бурового раствора цементным, создание плотного его контакта с глинистой коркой, стенкой ствола и обсадной колонной, сохранение свойств цементного камня в течение всего периода эксплуатации скважины.

1.3.2. Оборудование для цементирования скважин

При цементировании скважин, кроме насосных установок применяется различное оборудование: смесительные агрегаты и машины 2АУМ, ОСБ-2-30, УС-4, УС6-30, УС5-30, 1СМР-20, УЦП, цементировочные головки (ГУЦ, ГЦК), цементировочная арматура.

Смесительные установки предназначены  для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей, песка и др.), регулируемой подачи этих материалов и приготовления тампонажных растворов и других песчано-жидкостных смесей при цементировании нефтяных и газовых скважин и гидравлическом разрыве пластов.

Установка смесительная УС6-30 предназначена  для транспортирования сухих  порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей), механически  регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления  тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин. Она состоит из бункера, коробки отбора мощности, трансмиссии, загрузочного и дозировочных винтовых конвейеров, смесительного устройства, системы управления и вспомогательного оборудования.

Загрузка и выгрузка сыпучего материала механическая, с помощью дозирующих винтовых конвейеров. Привод винтовых конвейеров - от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданные валы.

Установка смесительная УС5-30 состоит  из двух вертикальных цилиндроконических бункеров с аэроднищем, смесительного устройства, ротационного компрессора, трубопроводной обвязки, массомера, пневматической системы загрузки и выгрузки тампонажного материала, продуктопровода, системы управления, сепаратора, приемной воронки и вспомогательных рукавов.

Загрузка установки осуществляется вакуумным способом с применением  того же компрессора или гравитационным способом - через верхние люки бункеров.

Система выгрузки сыпучего материала  пневматическая.

Установка цементировочная передвижная  УЦП предназначена, для нагнетания различных неагрессивных жидких сред при цементировании скважин в процессе капитального ремонта.

Цементировочные головки предназначены  для обвязки устья скважин. Выпускают  их под шифрами ГУЦ и ГЦК. Различаются  они конструкцией, размерами и эксплуатационной характеристикой и позволяют применять только одну верхнюю разделительную цементировочную пробку типа ПВЦ.

Техническая характеристика установки  УЦП

Головки ГУЦ поставляют с кранами высокого давления (цементировочную пробку вставляют в нее заблаговременно, что исключает необходимость ее разборки в процессе цементирования), а головки ГЦК - без кранов (цементировочную пробку в нее вставляют после закачки цементного раствора).

Цементировочная арматура, устанавливаемая на устье скважины, предназначена для герметичного соединения НКТ с обсадной колонной, продавки в пласт цементного раствора, нагнетания жидкости при прямой и обратной промывках скважин.

1.3.3. Вскрытие пластов и испытание скважин

Продуктивный  пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта.

Результаты  многолетних исследований, проводимых как в лабораторных, так и в промысловых условиях, показали, что воде и глинистые частицы, входящие в состав бурового раствора, во всех случаях отрицательно влияют на проницаемость пласта. Степень влияния зависит от проницаемости и трещиноватости пласта-коллектора, его вещественного состава, значений пластового давления и температуры, противодавления на пласт, развиваемого в процессе вскрытия, проведения спуско-подъемных операций, цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества бурового раствора, продолжительности вскрытия пласта.

Промысловая практика показывает, что во всех случаях  проникновение в пласт фильтрата  и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Это находит отражение в удлинении сроков освоения скважин, снижении их производительности, неравномерности выработки залежей, снижении нефтеотдачи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ. Глубина проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора и их количество при прочих равных условиях в значительной степени определяются перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Избыточное давление на ряде месторождений доходит до 20 МПа. Естественно, при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата и бурового раствора, в особенности при продолжительном вскрытии и применении буровых растворов недостаточно высокого качества с высоким показателем фильтрации. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора и с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной.

Исследования  показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры  существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200°С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными.

Отрицательное воздействие проникшей в пласт воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный пласт:

• вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны;
• образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны;
• удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах;
• при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта.

В зависимости  от молекулярной природы пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или отсутствия набухающих глин, характера депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них.

Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного  пласта путем бурения и перфорации, а также качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше  и надежнее учтены в конструкции  скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин.

Можно утверждать, что первым этапом положительного решения  проблемы повышения степени извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований.

Факторы вскрытия.

Продуктивные пласты нефтяных и газовых месторождений представлены коллекторами гранулярного, трещинного и смешанного типов. Размер фильтрационных каналов варьирует от долей микрона до нескольких сантиметров (каверны и трещины). Разнообразен минералогический состав пород коллектора - кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором, в результате чего изменяются параметры фильтрационных каналов. Нефтегазоносные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, при взаимодействии которых с буровым раствором, или его фильтратом могут образовываться осадки, закупоривающие фильтрационные каналы. Продуктивные пласты при бурении вскрывают как на стадии проведения поисково-разведочных работ, так и при разбуривай залежи с целью ввода ее в эксплуатацию, в основном с применением глинистого бурового раствора на водной основе (нормальной плотности или утяжеленного мелом, баритом, гематитом).

При пластовом  давлении, равном гидростатическому или ниже него, для вскрытия пласта применяют глинистые растворы плотностью Р = 1150...1250 кг/м³, а при пластовом давлении выше гидростатического - глинистые растворы, утяжеленные мелом ( Р= 1440...1450 кг/м³), баритом и гематитом ( Р = 1800...2200 кг/м³). Одни и те же глинистые растворы применяют для вскрытия различных пластов-коллекторов - песчаных, алевритовых, имеющих различные вещественный состав, текстуру и структуру, состав и тип цементирующих веществ, степень отсортированности и окатанности обломочного материала и другие свойства, в сумме отрицательно влияющие на емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов подобного типа. С применением же глинистых растворов вскрывают карбонатные коллекторы и другие коллекторы трещинного типа. В карбонатных породах могут быть развиты не только гранулярный и трещинный типы пористости, но также карстовый тип, благодаря которому, главным образом, в карбонатных породах образуются крупные полости изменчивой конфигурации.

В настоящее  время все эти особенности, к сожалению, не учитываются в процессе вскрытия пласта, так как промежуточный результат - успешное окончание бурения скважины - пока является основным показателем деятельности буровых предприятий.

Однако вскрытие продуктивных пластов с использованием указанных растворов, содержащих различные химические реагенты и полимеры, приводит к ухудшению фильтрационной характеристики пластов в призабойной зоне.

Анализ состояния  вскрытых нефте- и газоносных пластов  на разведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды позволяют сделать вывод о том, что продуктивные пласты в основном вскрывают без учета геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.