ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

 

В процессе подготовки скважин к ремонту обычно необходимы операции по глушению скважин, которые проводятся для предотвращения открытого фонтанирования при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины.

Для глушения используется жидкость повышенной плотности, чтобы создать противодавление на пласт.

Жидкость для глушения скважины кроме необходимой плотности должна быть

–      однородной и соответствующей вязкости,

–      не вызывать коррозию труб и оборудования,

–      не вступать в химическую реакцию с породой пласта и не образовывать твердые осадки,

–      не замерзать зимой,

–      не быть огнеопасной и ядовитой.

Традиционно считается, что указанным требованиям наиболее полно отвечают пластовая вода, водный раствор хлористого кальция и глинистый раствор.

Каждая из этих жидкостей применяется для глушения скважин в зависимости от конкретных условий: характеристики пласта и величины пластового давления. Например, пластовая жидкость, хотя и обладает плотностью больше единицы (1,12 – 1,19), не всегда может применяться для глушения, так как высокие фильтрационные свойства воды позволяют ей глубоко проникать в пласт и затрудняют в связи с этим освоение скважины после ремонта.

Наиболее часто для глушения скважин применяют раствор хлористого кальция, который может быть приготовлен как на пластовой, так и на чистой воде. Промышленностью хлористый кальций поставляется в виде кристаллов и раствора с плотностью 1,382 – 1,383 кг/м3 .

Для приготовления жидкости требуемой плотности хлористый кальций разбавляют пресной или пластовой водой, количество которой определяется расчетом. Например, для получения на пластовой воде 1 м3 раствора плотностью 1,42 кг/м3 требуется 900 кг хлористого кальция, тогда как на пресной воде можно получить раствор максимальной плотности 1,36 кг/м3 при расходе 1000 кг хлористого кальция.

Раствор хлористого кальция имеет следующие достоинства: обладает низкими фильтрационными свойствами; благодаря хорошей растворимости не образует осадка; не содержит твердой фазы, поэтому не засоряет призабойную зону; хорошо прокачивается насосом; неогнеопасен; не ядовит и др.

Температура замерзания раствора 20%-ной концентрации на пресной воде равна минус 190 С, а 30%-ного – минус 480 С. Эти свойства раствора хлористого кальция позволяют широко применять его для глушения скважин в зимних условиях.

Глинистый раствор применяется для глушения скважин с повышенным пластовым давлением, его плотность может превышать плотность раствора хлористого кальция, равную 1,42. Глинистый раствор обычно готовят перемешиванием глинопорошка с пресной или пластовой водой в смесительных агрегатах. К преимуществам глинистого раствора относятся: низкие фильтрационные качества, ограниченное коррозионное воздействие на металл, отсутствие химического взаимодействия с породой пласта, К недостаткам раствора следует отнести: наличие механических абразивных примесей; повышенную вязкость, осложняющую его перекачку; способность раствора легко насыщаться газом и плохо дегазироваться, что ограничивает повторное его использование; замерзание при низких температурах.

Определить необходимую плотность r (в кг/м3) жидкости для глушения можно по формуле

 

         (Рпл + 3) 10

r = ------------------

               Н

 

 

где Рпл, – пластовое давление, МПа; Н – расстояние от устья скважины до продуктивного пласта, м; 3 – противодавление на пласт, МПа.

Жидкости для глушения скважин на водной основе (техническая вода, пластовая вода, искусственные водные растворы солей, глинистые растворы) оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважин и падению темпов добычи нефти.

Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении скважин может быть обеспечено использованием в качестве задавочной жидкости гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), т. е. растворов на основе обратной эмульсии.

К эффективным эмульгаторам-стабилизаторам обратных эмульсий относятся дегидратированные полиамиды (ЭС-2) .

Компоненты жидкости глушения берутся в следующем объемном соотношении (%):

 

нефть (нефтепродукты) ………………………………………. 39,5 – 57,5

вода …………………………………………………………….. 60,0 – 40,0

ЭС-2 …………………………………………………….............. 0,5 – 2,5

утяжелитель (по необходимости) …………………………...... 0,0 – 25,0

 

Вязкость товарной нефти или нефтепродуктов должна быть не более 10 сПз.

Дисперсная водная фаза может быть представлена водой, пластовой водой, водными растворами СаС12, NаС1, НgС1, и др.

В качестве утяжелителя могут быть использованы барит, сидерит, гематит и др.

Объем водной фазы исходного раствора, подлежащего обработке утяжелителем, уменьшается на величину равную объему утяжелителя.

Срок хранения обратных эмульсий в промысловых условиях не менее 60 дней.

Способ глушения скважины выбирается в зависимости от способа ее эксплуатации. В состав оборудования для глушения входят насосный или промывочный агрегат и автоцистерны. Количество жидкости для глушения скважин должно быть равно объему эксплуатационной колонны.

Создаваемое давление не должно превышать давления допустимого для эксплуатационной колонны.

При глушении фонтанной скважины жидкость закачивается в скважину в объеме замещения на глубину спуска колонны насосно-компрессорных труб. Если эта колонна забита парафином, при закачке следует создать максимально допустимое давление при открытом межтрубном пространстве. Если продавить парафинистую пробку в колонне насосно-компрессорных труб невозможно, жидкости следует закачивать в межтрубное пространство, не превышая допустимое для колонны давление.

Объем жидкости для закачки принимается из расчета наполнения 1 м колонны труб с внутренним диаметром 146 мм – 12,5 л, 168 мм – 18 л и 219 мм – 32 л.

Глушить скважины, оборудованные скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами, можно двумя способами. Если конструкция нижней части колонны насосно-компрессорных труб имеет устройства для слива жидкости, то в такие скважины жидкость закачивается через эту колонну труб. Если же скважины не оборудованы сливным устройством, то жидкость закачивается в межтрубное пространство.

 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНКНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

 

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующее:

1. Детально изучить свойства и строение продуктивного пласта:

·      проницаемость,

·      анизотропию,

·      распределение пор по размерам,

·      минералогический состав глинистой фракции,

·      трещиноватость;

·      давление,

·      температуру и т.п.

2. Хорошо изучить свойства жидкостей:

·      углеводородов,

·      пластовой воды,

 

·      воды нагнетания,

·      жидкости для заканчивания,

·      задавочных жидкостей,

·      жидкостей для отработки пласта.

3. Провести испытания на совместимость различных жидкостей. Проверить растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

4. Изучить предыдущий опыт работы на данном пласте или аналогичном.

5. Обеспечить применение эффективной технологии использования растворов для вскрытия пласта. (Создавать достаточное противодавление на пласт, низкую фильтратоотдачу, надлежащий химический состав раствора, обеспечить удаление тонкодисперсной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители).

6. Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчивании скважин, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позволяют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, подобранным для заданных конкретных условий.

7. Если возможно, использовать жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 - 2,1 МПа.

8. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надлежащим образом очищены.

9. Убедитесь в том, что жидкости и их фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

10. Провести испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины.

11. Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть обработаны реагентами поглотителями кислорода и бактерицидами.

 

ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

 

 

3она загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет цилиндрическую форму и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис.     ).

Рис. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине

Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями, загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис.    ).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

 

Загрязнение продуктивного пласта проявляется, прежде всего, пониженным дебитом скважины. Для того чтобы эффективно бороться с загрязнением продуктивного пласта, в том числе при проведении вторичного вскрытия и ремонтных работах в скважине, необходимо знать его причины.

Важнейшими факторами, влияющими на снижение продуктивности скважины, являются:

·      несовершенство вскрытия перфораций,

·      несовершенство заканчивания,

·      влияние искривления скважины,

·      влияние операций по повышению продуктивности скважины,

·      неоднородность пласта,

·      влияние многофазного потока,

·      влияние перфорационных, каналов, заполненных песком и гравием,

·      эффекты, связанные с естественной проницаемостью и др.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами:

·      Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины.

·      Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта.

·      Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков.

·      Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров.

 

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ

 

Разработка месторождений с низкопроницаемыми коллекторами сопровождается уменьшением продуктивности скважин по сравнению с высокопроницаемыми коллекторами. Даже при сохранении естественной проницаемости околоскважинной зоны пласта при первичном вскрытии, цементировании эксплуатационной колонны и вторичном вскрытии продуктивность скважины будет низкой.

Нетрудно заметить, что низкие дебиты скважин связаны не только с низкой проницаемостью коллекторов, но и с особенностью притока пластового флюида в скважину. Как отмечалось выше, не менее половины энергии пласта теряется в не большой околоскважинной зоне, что связано с увеличением гидравлического сопротивления движению жидкости по мере приближения к скважине. Поэтому естественно предположить, что, снизив гидравлическое сопротивление движению жидкости в околоскважинной зоне, можно существенно увеличить продуктивность скважины.

Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий, обеспечивающих увеличение проницаемости околоскважинной зоны выше естественной проницаемости продуктивного пласта.

Как показывает мировой опыт извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов, из числа известных и достаточно хорошо отработанных мероприятий наибольший эффект достигается при гидравлическом разрыве пласта (ГРП). За рубежом данный метод начал применяться с 1949 г., и только в США проведено более  900 тыс. успешных операций, благодаря чему гидроразрыв стал хорошо отработанным методом с успешностью около 90%. В настоящее время 35-40% фонда скважин в США обработано этим методом, в результате чего 25-30% запасов нефти и газа переведено из забалансовых в балансовые. В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой частью цикла строительства скважин при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами.

У нас в стране гидроразрыв пласта применяется в весьма незначительных объемах. Провидимому это связано с разработкой до последнего времени месторождений с высокопроницаемыми коллекторами, где эффективность ГРП низка, а также с отсутствием достаточно высокоэффективной отечественной техники и большой стоимостью реализации метода. Свою негативную роль сыграло и практически полное отсутствие целенаправленных НИОКР по совершенствованию и испытанию отечественной техники и технологии.

 

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

 

 

Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины. Некачественное выполнение этого вскрытия может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих этапов работ.

 

Применяемые в настоящее время технологии вскрытия, в общем-то, дают неплохие результаты. Но они достигаются, как правило, на месторождениях с высокопроницаемыми коллекторами. При разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, которые более сильно, чем высокопроницаемые, реагируют на загрязнение пласта, необходимо совершенствовать применяемые технологии и внедрять (пусть более трудоемкие и дорогостоящие) технологии, обеспечивающие высокую продуктивность скважины.

В связи с этим представляется целесообразным уделять большее внимание поиску (разработке) более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать технику и технологию перфорации.

 

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

 

Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный

раствор за колонной поднимается на  большую высоту вплоть до устья скважины. При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое  обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.

 

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ

 

 

Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является, как уже отмечалось, максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе бурового долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота.

Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии).

При решении вопроса о снижении репрессии на продуктивный пласт особое внимание следует обратить на уменьшение вибрации бурильной колонны при работе долота. Дело в том, что в большинстве своем нефтяники пренебрегают этим явлением до тех пор, пока не начинают часто ломаться элементы низа бурильной колонны. Однако из зарубежной печати известно, что при работе бурового долота колебания гидродинамического давления на забое скважины достигают порядка 5 МПа (данные получены прямыми измерениями в процессе бурения). Поэтому, решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны.

Особого внимания заслуживает также вопрос о регламентации скорости спуско-подьемных операций и соблюдении технологической дисциплины при вскрытии продуктивного пласта. Это связано с тем, что применяемые в практике бурения скорости спуско-подъемных операций могут обеспечить весьма высокие репрессии на пласт вплоть до получения гидроразрыва.

Однако, как бы ни были совершенны техника и технология минимизации репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, полностью исключить репрессию вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (практика показывает, что он должен быть безглинистый), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии. Кроме того, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы для поддержания минимальной плотности бурового раствора и отсутствие физико-химического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет приме нения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно.

Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство.

Как отмечалось выше, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт вплоть до бурения на "равновесии". При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин.

 

открытый ствол скважины

 

 

 

Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважинной зоны в продуктивном пласте необходимо подцеживать гидродинамическое давление на забое скважины на уровне пластового или несколько превышающем его. Это способствует уменьшению проникновения в продуктивный пласт фильтрата используемой жидкости и твердой фазы.

 

Одним из факторов, определяющих величину гидродинамического давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от номинального. Дело в том, что сужение ствола (например, в зонах расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом пространстве. Наличие же каверн способствует накоплению в них шлама и образованию пробок (сальников), что также приводит к увеличению гидродинамического давления на забое и ухудшению процесса бурения.

Самое нежелательное явление это кавернообразование. Для условий Западной Сибири оно развивается до совершения 13-14 спуско-подъемных операций. Дальнейшее их продолжение не приводит к изменению кавернозности ствола скважины. Следовательно, одной из причин кавернообразования является колебание гидродинамического давления в скважине при спуско-подъемных операциях, связанных, равным образом, с заменой бурового долота или забойного двигателя.

Таким образом, для обеспечения высокого качества открытого ствола скважины перед вскрытием продуктивного пласта при достаточно высоких экономических показателях необходимо создание бурового долота и забойного двигателя, обеспечивающих проходку за рейс не менее 1000 м, а также разработка усовершенствованной конструкции струйно-механичеокого долота шарошечного типа.