Лекция: Разобщение, вскрытие, опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов)

РАЗОБЩЕНИЕ, ВСКРЫТИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ)

Разобщение пластов

При бурении скважин прибегают к креплению их стенок для:

1) предохранения стенок скважин от обвалов, размывов и т. д.;

2) разобщения нефтеносных, газоносных, водоносных горизонтов друг от друга с целью предотвращения межпластовых перетоков, раздельной эксплуатации и т. п.;

3) создания канала для транспортирования пластовых флюидов (нефти, газа, воды) с забоя на поверхность без потерь.

Разобщение пластов производят при помощи специальных труб, которые называются обсадными, а данная операция называется креплением стенок скважины. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

Крепление скважины обсадными трубами

Факторы, определяющие конструкцию скважины. Несколько колонн обсадных труб различных диаметров и длины, концентрично спускаемых в скважину, в сочетании с такими величинами, как диаметр и длина участков ствола скважины в толще горных пород, образованными долотами соответствующих размеров, применяемыми для бурения данной скважины на отдельных интервалах ее глубины, образуют конструкцию скважины.

Скважина, в частности нефтяная или газовая, представляет собой капитальное сооружение, которое осуществляется по заранее составленному проекту.

Основным и исходным фактором для составления проекта являются выбор и обоснование конструкции скважины. Материалами для этого выбора являются геологический разрез и особенности бурения в данном районе. На основе этих данных должны быть определены:

1) способ бурения скважины с учетом наиболее простой ее конструкции;

2) конструкция низа эксплуатационной колонны;

3) способ вскрытия эксплуатационного пласта;

4) возможность возврата на вышележащие эксплуатационные горизонты;

5) ожидаемое пластовое давление, возможное затрубное давление и максимальное снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

В каждой конструкции следует различать следующие ряды обсадных труб (рис. 7.1): шахтовое направление 1, кондуктор 2, промежуточную колонну 3 и эксплуатационную колонну 4.

Первый ряд труб называется шахтовым направлением, или просто направлением. Оно служит для того, чтобы предохранить устье скважины от размыва промывочной жидкостью и направить струю потока в желоба. Шахтовое направление обычно спускают на глубину от 2 до 40 м.

Второй ряд труб называется кондуктором. Роль кондуктора, как и шахтового направления, заключается в обеспечении устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. Наибольшая глубина спуска кондуктора 500-600 м.

Следующий ряд труб называется промежуточной колонной. Промежуточную колонну спускают в скважину для изоляции верхних водоносных пластов, нефтяных и газовых горизонтов, зон поглощения, зон обваливающихся пород и для обеспечения проводки скважины до проектного эксплуатационного объема. Промежуточных колонн может быть несколько.

Последней колонной, спускаемой в скважину, является эксплуатационная колонна. Эта колонна используется для извлечения нефти, газа или пластовой воды либо для нагнетания воды в продуктивный горизонт. Эксплуатационная колонна может быть спущена от устья до забоя скважины или частично - на небольшом участке от забоя. В последнем случае она называется хвостовиком, фильтром.

Если в скважину, кроме шахтового направления и кондуктора, спускают только эксплуатационную колонну, конструкцию называют одноколонной. Если же приходится спускать промежуточную колонну, то конструкцию называют двухколонной. При спуске двух промежуточных колонн и более конструкцию называют многоколонной.

Конструкцию скважины определяют, начиная с диаметра эксплуатационной колонны, величину которого надо рассматривать как основной фактор, предопределяющий все размеры проектируемой скважины.

Современные методы эксплуатации скважин дают возможность в большинстве случаев ограничиться спуском 146-миллиметровых обсадных труб. При весьма высоких среднесуточных дебитах (более 300 т нефти и 500 тыс. м3 газа) может потребоваться спуск 168-миллиметровых обсадных колонн.

После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточной колонны. Спуск промежуточной колонны в скважину предусматривает предупреждение осложнений геологического характера, которые не могут быть преодолены существующими методами. На основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины устанавливают диаметр и глубину спуска кондуктора.

После обоснования технического разреза скважины определяют конструктивные размеры ее ствола, которые могут обеспечить спуск обсадных колонн до намеченной глубины.

Выбор диаметра долота обусловливается следующими факторами: 1) диаметром муфты обсадной колонны; 2) величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором. Величина зазора должна быть увязана с величиной выхода данной колонны из-под башмака предыдущей колонны: чем больше выход, тем больше зазор.

Диаметр долота Dд, которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:

Dд = Dм + 2д (7.1),

где:

Dм - диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб в мм;

д - величина зазора между муфтой и стенками скважины в мм.

Рекомендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины приведены в табл. 7.1.

Таблица

После того как установлен диаметр долота, определяют диаметр предыдущей колонны (промежуточной колонны или кондуктора). Разница между внутренним диаметром этой (предыдущей) колонны и размером долота, проходящего через нее, не должна превышать 6-8 мм.

При разработке конструкции скважины следует выбирать колонны минимального диаметра. Применение колонны малого диаметра позволяет путем сокращения расхода металла, цемента и других материалов уменьшить капитальные затраты на строительство скважин. Вместе с тем при проводке скважин малого диаметра увеличивается механическая скорость проходки и облегчается труд рабочих.

Проектирование конструкции скважины заканчивается выбором диаметра шахтового направления. Диаметр направления на 50-100 мм больше, чем диаметр долота, которым будут бурить скважину под кондуктор. Глубина заделки шахтового направления зависит от грунтовых условий места заложения проектируемой скважины.

При бурении разведочных скважин на новых площадях, когда неизвестно, будут ли найдены нефть или газ, целесообразно бурить их малыми диаметрами. Скважинами малого диаметра в настоящее время называются такие скважины, которые отличаются следующими особенностями:

1) основной ствол под эксплуатационную колонну пробурен долотами диаметром 190,5 мм и менее;

2) в большинстве случаев в них нет промежуточных колонн.

Цементирование обсадных колонн

Целью цементирования обсадной колонны является получение прочного, концентрично расположенного в затрубном пространстве кольца цементного камня, надежно изолирующего все вскрытые скважиной поглощающие, газо-водо-нефтепроявляющие горизонты друг от друга.

Существует ряд методов цементирования. К ним относятся: нормальное цементирование с пробками, манжетное цементирование, двухступенчатое цементирование, цементирование хвостовика, цементирование под давлением. В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости и т. п. применяют тот или иной метод цементирования обсадной колонны.

Для цементирования обсадных колонн применяют тампонажные цементы. Полученная при размешивании тампонажного цемента с водой жидкая и легко текучая масса называется цементным (тампонажным) раствором.

Механические свойства свежих цементных растворов аналогичны свойствам глинистых растворов. С течением времени цементный раствор загустевает, теряет свою подвижность. Этот процесс, называемый схватыванием цементного раствора, происходит в течение нескольких часов после перемешивания цемента с водой. К концу схватывания раствора цементная масса упрочняется и образует цементный камень. Упрочнение, или затвердение цементной массы, продолжается в течение многих дней.

Цемент, предназначенный для цементирования обсадной колонны, тщательно исследуют в лаборатории для выяснения его пригодности и уточнения рецептуры цементного раствора.

Качество цементного раствора в значительной мере зависит от содержания в нем воды. Излишек воды приводит к получению пористого и непрочного цементного камня. Недостаток воды в цементном растворе вызывает его быстрое схватывание, что затрудняет проведение цементирования обсадных колонн.

Для обеспечения нормальных условий цементирования обсадной колонны рекомендуется при приготовлении цементного раствора добавлять воды 40-50 % от веса цемента, т. е. на каждые 100 т цемента следует брать 40-50 т воды.

О качестве цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну, судят по его удельному весу, который должен колебаться от 1,75 до 1,95 г/см3.

Качество цементирования обсадной колонны зависит также от начала и конца схватывания цементного раствора. Схватывание цементного раствора должно начинаться после окончания цементирования колонны. Время цементирования не должно превышать 75 % от срока начала схватывания цементного раствора. Следует добиваться, чтобы разница во времени между началом и концом схватывания цементного раствора была небольшой.

Подготовленный и проверенный в лаборатории тампонажный цемент в необходимом количестве засыпают в специальные цементо-смесительные машины и отправляют на буровую. К этому времени туда же доставляют и цементировочные агрегаты. В комплект последних входят высокопроизводительные насосы, способные создать необходимое давление для вытеснения из обсадной колонны в затрубное пространство цементного раствора.

Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины обвязываются трубопроводами друг с другом и с цементировочной головкой, установленной на обсадной колонне. Перед началом цементирования скважину промывают до тех пор, пока удельный вес закачиваемой в скважину жидкости не станет равен удельному весу жидкости, выходящей из скважины.

На промыслах применяют преимущественно одноступенчатый способ цементирования обсадных колонн. Иногда применяется двухступенчатый метод цементирования.

Данные методы цементирования обсадных колонн, обеспечивающие перекрытие цементным раствором затрубного пространства от башмака колонны и выше, удовлетворяют условиям цементирования кондукторов и промежуточных колонн, но не всегда могут быть применены при цементировании эксплуатационных колонн. Иногда целесообразно не цементировать затрубное пространство, расположенное против нефтеносного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. В этом случае применяется манжетное цементирование.

При этом способе нижняя часть эксплуатационной колонны, длина которой равна мощности продуктивного пласта, состоит из перфорированных обсадных труб. Над перфорированным участком в колонне устанавливают прямой клапан, а несколько выше - специальную заливочную муфту. Снаружи, несколько выше прямого клапана, устанавливается брезентовая манжета, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через отверстия в заливочной муфте прижимается плотно к стенкам скважины, препятствуя движению цементного раствора по затрубному пространству вниз.

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов - коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

В практике бурения применяют следующие основные методы заканчивания скважин.