Шпаргалки для студентов

готовимся к сессии

  • Увеличить размер шрифта
  • Размер шрифта по умолчанию
  • Уменьшить размер шрифта

Ответы к экзамены “Бурение скважин”. Часть 2 - Вскрытие и опробование продуктивных пластов

Печать

 

Вскрытие и опробование продуктивных пластов


Эффективность добычи нефти и газа из скважин определяется со­стоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) в период заканчивания скважин.

Состояние призабойной зоны пласта (ПЗП)

С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт. В результате физико-химического и механического воздействия изменяются коллекторские свойства пород ПЗП.

На состояние ПЗП оказывают воздействие:

-разгрузка горного массива;-изменяющееся противодавление столба бурового (тампонажного) раствора;

-фильтрация бурового (тампонажного) раствора;-изменяющийся температурный режим;

-гидродинамические и механические импульсы и эффекты.

Ухудшение коллекторских свойств ПЗП

Под воздействием избыточного давления промывочная жидкость проникает в поры продуктивного пласта. В основном проникает дисперсная среда (вода), но возможно и проникновение частиц дисперсной фазы, например при гидроразрыве.

Дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины.

Значительно ухудшается проницаемость пласта. Если в коллекторе содержатся глинистые частицы, то они набухают и сужают каналы. Если содержатся соли, то они могут образовать нерастворимые осадки. Взаимодействие углеводородов с водой создает эмульсию, которая уменьшает фазовую проницаемость для нефти и газа.

Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения прак­тически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, по­этому, как правило, физико-механические свойства продуктивного пласта не учитывают. Исключение составляет выбор типа бурового раствора (но далеко не во всех случаях).

Буровые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов:

? Вода, обработанная ПАВ.

? Глинистый раствор, обработанный ПАВ, термостойкий, хлоркальциевый, эмульсионный.

? Безглинистые растворы – меловые, полимерные.

? Растворы на углеводородной основе.

Буровые растворы должны иметь минимальные плотность, водоотдачу, поверхностное натяжение. Степень минерализации и солевой состав должны быть близки к пластовым.

Буровой раствор- минимально снижающий проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор   —   обработка буровых  (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести далее до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, про­мывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цемен­тирование последней и т.д.) наблюдаются при бурении скважины и вскры­тии продуктивных пластов. При вскрытии пластов, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально при­ближенном к естественному.

Возникновение осложнений при бурении в заканчивании скважин зависит от изменения гидродинамических давлений. Механическая скорость проходки, состояние призабойной зоны, изменение (снижение) проницаемости продуктивного пласта, его возможный гидроразрыв с проникновением в него бурового раствора существенно оп­ределяются колебаниями гидродинамического давления, которое в отличие от гидростатического может изменяться в широких пределах.

Увеличение гидродинамического давления на стенку скважины и за­бой прослеживается сразу же после включения насосов, но еще до восста­новления циркуляции бурового раствора его величина зависит от плавно­сти запуска бурового насоса, предельного напряжения сдвига раствора, за­зора между стенкой скважины и бурильными трубами, а также от глубины скважины.


Способы вскрытия и крепления продуктивных пластов


1.

Продуктивный пласт сложен неустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость.

При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта.

В скважину спускают эксплуатационную колонну с перфорированной нижней частью.

Скважина цементируется выше продуктивной толщи.

clip_image028

2.

Продуктивный пласт сложен неустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость.

При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта.

В скважину спускают эксплуатационную колонну с перфорированной нижней частью.

Скважина цементируется выше продуктивной толщи.

clip_image029

3.

Продуктивный пласт сложен перемежающимися пропластками с неоднородными по составу флюидами.

Требуется селективная эксплуатация.

При вскрытии продуктивного горизонта диаметр долота и параметры промывочной жидкости те же, что и при бурении вышележащего пласта.

В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, которую затем цементируют.

Проводится перфорация эксплуатационной колонны.

clip_image030

4.

Продуктивный пласт сложен устойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость.

Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется.

Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще остается открытым.

clip_image031

5.

Продуктивный пласт сложен слабоустойчивыми горными породами, однороден, содержит одну жидкость.

Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется.

Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще оборудуют пакером и фильтром.

clip_image032

6.

Продуктивный пласт сложен перемежающимися пропластками с неоднородными по составу флюидами.

Требуется селективная эксплуатация.

Перед вскрытием продуктивного горизонта скважина обсаживается и цементируется.

Вскрытие производится долотом меньшего диаметра. Параметры промывочной жидкости выбирают с учетом характеристики продуктивного пласта.

Ствол скважины в продуктивной толще оборудуют хвостовиком, который цементируется по всей длине.

Проводится перфорация хвостовика.

clip_image033

Важным этапом исследования скважин при проведении разведочных работ на нефть и газ является опробование перспективных интервалов, выделенных по геолого-геофизическим данным. Под опробованием пласта понимают комплекс работ, проводимых для получения притока из пласта, отбора проб пластовых флюидов, установления характера насыщенности и продуктивных характеристик пласта.

Особое место в этом комплексе занимают работы по опробованию, проводимые в процессе бурения до спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования. Если предварительно проведена промышленная оценка продуктивных пластов, то можно обоснованно решать вопрос о спуске колонны, что дает большую экономию времени и средств.

В практике разведочных работ на нефть и газ применяют опробователи  пластов на кабеле (ОПК) и испытатели пластов на бурильных трубах.

Принцип работы ОПК

Основными узлами ОПК являются резиновый башмак, прижимное устройство и баллон для пластовой жидкости. Управление работой опробователя осуществляют по кабелю, на котором его спускают в скважину. После спуска ОПК в скважину и установки в точку опробования на заданной глубине башмак с помощью прижимного устройства прижимается к стенке скважины, изолируя ее участок от ствола скважины. Этот участок затем соединяется через канал с баллоном. Под действием перепада давлений между пластовым давлением в породе и атмосферным в баллоне жидкость и газ из пласта устремляются в баллон. По завершении отбора пробы баллон перекрывают, прижимное устройство освобождает башмак и прибор с пробой поднимают на поверхность, после чего измеряют давление в баллоне, извлекают пробу и проводят ее исследование.

При исследовании проб измеряют:-объемы газа, нефти и воды; -компонентный состав углеводородных газов; -плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; -водоотдачу контрольной пробы бурового раствора, взятой на глубине точки опробования и удельное сопротивление фильтрата.Кроме того, проводят люминесцентные исследования проб жидкостей и бурового раствора, а при необходимости - химический анализ проб воды и анализ неуглеводородных газов.

Недостаток ОПК

Недостаток использования ОПК - малая глубина исследования, определяемая размерами зоны дренажа, из которой отбирается жидкость (около 40 см). Поэтому в коллекторах исследуют практически зону проникновения фильтрата бурового раствора. Однако наряду с фильтратом всегда отбирается газ и небольшое количество нефти, что служит основным признаком нефтеносности пласта. Дополнительным признаком нефтеносности пласта является высокое содержание углеводородов в газе.