Основы технологии бурения скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

АНО «Профессиональный стандарт»

Реферат на тему:

«ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН»

Выполнил слушатель программы

профессионального обучения «Маркшейдерское дело»

Корбут Владимир Владимирович

МОСКВА 2020



Введение

Историю возникновения бурения можно отнести к периоду позднего палеолита. К этому времени относится целый ряд важных находок: бусы из камня, а также украшения с отверстиями. Принято считать, что к этому времени древний человек уже хорошо освоил технику ударной обработки камня, а также резания его кремниевым ножом. Со временем человек стал замечать, что резание и одновременное вращение даёт лучший результат. Таким образом, было обнаружено сверление, которое дало возможность человеку подняться на новый этап создания орудий труда от простых к составным.

Сперва в роли сверла была деревянная палка с заострённым камнем на конце. В швейцарском музее истории года Берна есть экспонат - топор в искривленном отверстии этого топора защемлен деревянный обломок. Многие исследователи считают, что это - остаток сверла. Также были обнаружены фрагменты кремниевых наконечников для сверла. В пещере Ла Ферраси, во Франции были обнаружены известняковые плиты с высверленными углублениями в виде чаши. Известно, что они получились вследствие вращения сверла с острым каменным концом.

Также стоит отметить, что бурение и сверление можно отнести к одному типу операций. Многие языки не имеют разграничений между бурением и сверлением, к примеру, английское drilling или немецкое bohren - это как сверление, так и бурение. В русском языке это - разные понятия. Наиболее часто сверление используется без связи с тем, в каком именно материале делается отверстие, тогда как бурение - это получение отверстия - скважины в основе из камня или грунта.

Благодаря раскопкам можно получить богатый материал, так как извлекаются образцы камней с просверленными древними людьми отверстиями. Наиболее интересны незавершенные орудия. Незаконченная операция сверления породы позволяет проследить процесс сверления, а также его тонкости и особенности. К примеру, коническое отверстие внутри камня может свидетельствовать о сильном наружном износе сверла. Уже в те времена люди стали замечать, что более качественно и эффективно функционируют пустотелые сверла с тонкими и прочными стенками.

История бурения говорит нам о том, что процесс сверления со временем менялся и совершенствовался, начали появляться снаряды для сверления с ручным приводом. Изначально сверло приводили в действие ладонями, позже стали использовать ремень, который накидывался петлей вокруг сверла. Такое ручное буро - сверло с ременным приводом использовалось до тех пор, пока не было заменено коловоротом. Для этой конструкции наиболее характерно было применение попеременного вращения сверла по часовой, а также против часовой стрелки.

Быстрое вращение сверла со сменой направлений достигалось благодаря луку. Люди стали замечать, что частота изменений направления вращения давала улучшение качества просверленного отверстия. Интересен тот факт, что этот полезный для бурения приём практически никак не используется в современной технике, а станки и инструменты для совершения подобных операций ещё не разработаны.

Сегодня хорошо известно, что в Древнем Египте сверление использовали довольно часто. Среди огромного множества исторических фактов и документов, которые показывают нам развитие египетской культуры, также можно встретить изображения процессов сверления каменных сосудов. Сверло вращалось коловоротом. Давление на сверло производилось подвеской груза из нескольких мешков с песком. Для операции просверливания использовались специальные сменные буры - полумесяцы, произведённые из кремния. Их устанавливали в пропиле на конце стержня.

Принято считать, что бурение в современном его понимании, как бурение скважин в земле стало зарождаться в Китае в третьем - четвертом веке до нашей эры. Интересно то, что технология древнекитайского бурения не имеет каких - либо общих черт с описанными выше способами сверления. Китайцы бурили без вращения. Инструмент подвешивался на веревке и углублялся постепенно в породу благодаря ударной силе. Немного позже, подобное бурение стали называть ударно - канатное. Этот тип бурения существует и поныне. Ударно - канатное бурение, долгое время давало хорошие результаты, и поэтому о вращательном бурении на время забыли до времен Леонардо да Винчи.

Конфуций говорил ещё за шестьсот лет до нашей эры о скважинах до полу - километра в глубину. Этот своеобразный рекорд был побит только в девятнадцатом веке. Скважины делались для того, чтоб добывать питьевую воду, а также соляные растворы. Иногда, таким образом также получали газ и нефть.

Благодаря эволюции китайских буровых установок того времени, постепенно стали зарождаться более сложные установки, где применялась сила животных. Из бамбука стали производить специальные опоры буровой вышки, трубы, инструменты, а также буровое долото. На устье скважины клали плиту из камня с отверстием. Глубина рекордной скважины того периода достигала 1200 метров.

В России история бурения зарождалась в районе Усолья в 11 - 12 веках. Техника бурения была своей, уникальной, и отличалась от китайской. Скважины бурили для того, чтоб добыть рассол. В те времена была создана собственная ремесленная терминология, полностью уникальная самобытная, не подверженная иноземному воздействию. Глубина соляных скважин могла составлять сотню метров при диаметре в один метр. Даже сегодня бурение подобных стволов - это непростое дело. Добыча соляного раствора проводилась через деревянные рассолоподъёмные срубы, у которых была трёхступенчатая конструкция: верхняя называлась матица, вторая - обсадная, а третья - весла. Сперва матицы производились из цельных стволов с выбранной серединой. Далее их начали делать из брусков, скрепленных между собой просмоленным холстом, а немного позже - железными оковами.

В городе Тотьма Вологодкой области в шестидесятых годах девятнадцатого века было обнаружено рукописное руководство по тому, как нужно бурить скважины от шестнадцатого века. Называлось оно «Роспись как начать делать новую трубу на новом месте». По записям этой книги был сделан уникальный в своём роде словарь старорусских буровых слов, который содержал 128 разных названий. Примечательно, что буровиков называли в те времена трубными мастерами, а скважины - трубами. Процесс бурения рассолоподъемной скважины был долгим и сложным. Такие работы в те времена были не по силам одному владельцу, поэтому права на откуп земли и бурение скважины давалось царской грамотой.

Для водоснабжения России в шестнадцатом - семнадцатом веках также использовалось бурение. На Урале в те времена были популярны немецкие специалисты. Они разрабатывали свои технологии, а также способствовали вытеснению русских эмигрантов. Принято считать, что в те времена в русскую речь вошли такие определения как «бурование - борвание - бурение».

У Демидовых, на уральских заводах и рудниках, ремесло бурильщика было в цене и применялось на буровзрывных работах разных шахтах и карьерах, о чём свидетельствуют многочисленные архивные данные.

До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности, которая требовала больших количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи, источников света.

Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина на нефть была пробурена ручным вращательным способом на Апшеронском полуострове (Россия) в 1847 г. по инициативе В.Н. Семенова. В США первая скважина на нефть (25 м) была пробурена в Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1959 г. Этот год считается началом развития нефтедобывающей промышленности США. Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1964 г., когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического ударно-канатного бурения.

На рубеже 19-20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности.

В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения.

В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель - турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова.

Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения.

В 1937-40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция принципиально нового забойного двигателя - электробура.

В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 в России разработан многозаходный винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ.

В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у пос. Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда.



Продуктивность скважины

Продуктивность скважины - это то возможное количество жидкости или газа, которое мы можем добыть из скважины и доставить к потребителю. Продуктивность определяется дебитом скважины.

Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб и потребуются большие затраты для его исправления или ликвидации. Скважины, на которых принято неверное решение, произведены неправильные действия, или просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита, и, следовательно, к потере прибыли.

Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину работать с наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб?

Важным путём решения проблем является четкая работа специалистов по бурению и по ремонту скважин, которые должны владеть процессом механизированной добычи, знать причины повреждения скважин и практические методы, которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке, запуску скважинного оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению повреждений скважин и, тем самым, обеспечивает максимальную продуктивность.

Ресурсы месторождений весьма разнообразны и по объемам, и по форме; тем не менее, существуют две их категории, где применение методов повышения продуктивности наиболее плодотворно. Первая из них - это скважины-кандидаты на интенсификацию добычи, находящиеся на заключительном этапе своей эксплуатации; возможно, они уже близки к истощению, однако стоят того, чтобы обратить на них внимание. Вторая категория - это продуктивные скважины, обладающие существенным потенциалом повышения продуктивности при грамотном применении соответствующих технологий. Специалисты производственных объектов должны рассматривать целый ряд вопросов при выборе методов повышения продуктивности на конкретных скважинах:

* Какие методы были успешно применены ранее?

* Имеется ли новая технология, которую можно было бы попробовать?

* Какова вероятность снижения достигнутого уровня добычи по сравнению с вероятностью достижения нового уровня добычи?

* Оправдан ли соответствующий риск?

* Имеем ли мы дело всего лишь с разовой попыткой в данном регионе или могут существовать и другие возможности?

Как скважина дает нефть

Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования, под действием перепада давления между пластовым и забойным давлением, устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее движение флюида связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным трубопроводам до дожимной насосной станции (ДНС), где происходит сепарация и «дожим» жидкости дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется на трех участках: ПЛАСТЕ, ЛИФТЕ, СБОРНОМ ТРУБОПРОВОДЕ.

Течение флюида в системе пласт - скважина - сборные коллекторы

При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в системе. Три типа потерь давления связаны с продуктивностью скважины:

* в пласте;

* в НКТ;

* на устье и инженерных сооружениях.

В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением.

Второй перепад давления создается при прохождении пластовой жидкости через НКТ. Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности и транспортировки флюида через коллектора до сепаратора.

Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора.

Четыре вида давления влияет на работу скважины:

* пластовое давление;

* забойное давление;

* устьевое (буферное) давление;

* линейное давление.

Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до сепаратора называются узлами, а проведение анализа влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL.

Как движется нефть в пласте

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП). Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.

Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т. д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин - эффектом.

Любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин - величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения.

Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:

Qж = kпр (Рпл - Рзаб),

т. е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии.

Течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.

Чем определяется характеристика вертикального лифта

Вертикальный лифт характеризуется изменением давления - рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности.

Градиент давления является суммой трех составляющих:

* гидростатического градиента;

* градиента трения;

* градиента ускорения.

В чем особенности течения жидкости в нефтесборном коллекторе

Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к сепаратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение. Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатического давления составляет менее 90 %, то необходимо провести работы по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.

Что такое узловой анализ NODAL

При наложении графиков движения флюида в пласте и по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые мероприятия по стимуляции пласта, подбору скважинного оборудования и т. п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL.

Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов.

Что такое интенсификация и оптимизация

Только два параметра - забойное давление и скин влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с уменьшением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.



Что такое повреждение пласта

Повреждение пласта - это такое условие, при котором создаются «барьеры» для притока к стволу скважины, что ведет к более низкому, чем предполагалось, дебиту или снижению эффективности закачки.

Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным местом, на которое мы оказываем воздействие.

Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. При естественных природных коллекторских свойствах пласта СКИН имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости).

Как мы способствуем повреждению пласта

Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине:

* первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины;

* во время крепления ствола скважины;

* во время заканчивания (освоения) скважины;

* во время проведения ремонтных работ;

* в течение эксплуатации скважины.

Что происходит со вскрытым пластом при бурении

Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем влиять на продуктивность скважины. Буровые растворы должны контролировать пластовое давление, выносить шлам, создавать глинистую корку, и, в идеале, наносить минимальный ущерб коллектору.

При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения контроля над скважиной (предотвращения газонефтеводопроявлений). Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия).

Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация коллектора до образования фильтрационной корки. После того, как сформировалась фильтрационная корка, она фильтрует раствор таким образом, что в пласт попадает только фильтрат. Фильтрационный раствор вызывает повреждения путем физического закупоривания пор, возникающих при набухании глинистых частиц.

Буровые растворы имеют значительное содержание твердых частиц, которые охватывают широкий спектр с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, т. к. его многие твердые частицы больше чем размер пор в матрице породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается фильтрационная корка.

Закупоривание твердыми частицами может значительно снизить проницаемость, но из-за быстрого улавливания твердых частиц и построения внешнего фильтрационного пирога происходит незначительное проникновение в пласт.

Глины в песчаных пластах могут разбухать, после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.

При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой, могут иметь место процессы солеотложений. Они так же могут кольматировать поры.

Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового раствора и время проходки через продуктивную зону, все это вызывает повреждение пласта.

Твердые частицы могут проникать в коллектор и мигрировать в самом коллекторе, что может приводить к закупориванию пор. Фильтраты жидкости могут вызывать обратные реакции в коллекторе, что приводит к отложению солей. Все эти факторы вызывают область повреждения вокруг ствола скважины и таким образом отрицательно влияют на продуктивность скважин.

Таким образом, уделяя должное внимание контролю над потерями раствора и химическому составу буровых растворов можно значительно повысить продуктивность скважин.

Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин и ремонте

Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск нанесения ущерба пласту.

После бурения скважины обычно спускается колонна и проводится ее цементирование. Если мы рассматривали фильтрационные свойства бурового раствора, и, говорили, что они должны быть минимальными, то мы должны понимать, что фильтрационные свойства цементного раствора кратно больше. Это, во-первых, во-вторых, плотность цементного раствора значительно больше, чем плотность бурового раствора, следовательно, значительно больше репрессия на пласт, и, соответственно, глубина проникновения фильтрата в пласт. Пласту наносится значительный ущерб.



Причины некачественного цементирования Неотцентрированная колонна

пласт скважина лифт коллектор

После спуска колонна цементируется, затем производится перфорация необходимых интервалов. Колонна в стволе скважины должна быть отцентрирована для того, чтобы снизить риск перетоков жидкости через цемент. В противном случае жидкость или газ может проникнуть в ствол скважины и повлиять на ее продуктивность

Плохой цементаж

Очень важным является изоляция продуктивных пластов без причинения им ущерба. Необходимо хорошее цементирование пласта, обеспечение хорошего сцепления цемента с колонной, наименьшие потери жидкости в пласт и совместимость фильтрата с пластовой жидкостью. Большинство видов наносимого ущерба происходят из-за взаимодействия жидкости с породой и содержанием коллектора. Сюда включаются жидкости для глушения, незастывшие цементные растворы. Твердые частицы, содержащиеся в жидкости, могут так же проникать в пласт и вызывать физическое закупоривание.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) больше не существует контакта между жидкостью в скважине и пластом. Нет риска нанесения ущерба пласту.

После спуска, цементирования колонны и затвердевания цемента начинается этап заканчивания скважины. В начале этого этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором для глушения. После этого на скважине проводятся перфорационные работы.

В результате перфорации скважины мы вновь получаем контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск нанесения ущерба пласту.

Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине: КРС, ловильные работы, подготовка к гидравлическому разрыву пласта (ГРП), смена насоса и пр. Все ремонты скважин направлены на улучшение продуктивности.

Но при каждом виде ремонта имеется риск нанесения ущерба скважине, что будет усугублять проблему продуктивности.

Жидкость заканчивания - это жидкость в стволе скважины на заключительном этапе строительства скважины. Основные функции жидкости заканчивания следующие:

* обеспечения контроля над скважиной;

* эффективность вымывания твердых частиц.

Для того чтобы достигнуть наибольшей возможной продуктивности скважины необходимо свести к минимуму ущерб, наносимый пласту, при строительстве скважины. Учитывая свои функции, жидкости заканчивания, так же как и буровые растворы, могут быть большим источником ущерба пласту из-за характерных особенностей проникновения в пласт. Поэтому главной целью жидкости для заканчивания является нанесение минимального ущерба пласту.

Повреждения пласта, связанные с жидкостью для заканчивания, имеют место из-за взаимодействия следующих компонентов этой жидкости с породой коллектора и пластовой жидкостью:

* жидкости и фильтраты;

* твердые частицы.

Так как все скважины очень чувствительны к повреждению пласта, эффективное истощение коллектора может быть поставлено под угрозу срыва, если скважине нанесен ущерб.

Жидкости для заканчивания и фильтраты могут наносить пласту значительный ущерб, если они неправильно приготовлены. Они должны быть совместимыми по химическим свойствам с пластовой жидкостью во избежание нанесения ущерба. Жидкости для заканчивания и фильтраты могут вступать в реакцию с породой коллектора и таким образом ухудшать коллекторные свойства пласта.

Твердые частицы, находящиеся в жидкости, могут взаимодействовать с пластом, забивая поровую систему или перфорационные дыры.

Что происходит при перфорации

Перфорационный тоннель - это соединение между стволом скважины пластом. Поэтому очень важно, чтобы жидкость заканчивания была очищена, не содержала трубной смазки, ржавчины и прочих компонентов, которые могут попадать в перфорационные дыры и засорять их.

Продуктивность скважины во многом зависит от того, насколько глубоко перфорационный тоннель проникает через поврежденную зону и насколько эффективно частицы от выстрела удалены из этой тоннели.

Перфорация может проникать через поврежденную зону и достигать незагрязненной зоны пласта. Это приводит к хорошей продуктивности при наличии достаточного числа дыр, правильной плотности и ориентации.

Во время выстрела вокруг перфорационного тоннеля создается зона разрушения. Зона разрушения имеет меньшую проницаемость, чем неповрежденный участок пласта. Другими словами, если эту зону разрушения оставить вместе с остатками крошки от выстрела, перфорация не будет такой же эффективной, как при открытых тоннелях.

Гидростатическое давление скважины в момент перфорации должно учитываться при составлении программы перфорационных работ. Скважина может быть перфорирована при следующих гидростатических условиях:

* на депрессии;

* с нулевым перепадом давления;

* с избыточным перепадом давления;

* с очень большим перепадом давления.



Ущербы, наносимые пласту при перфорации

Перфорация на депрессии или с нулевым перепадом давления обычно производится для снижения или контроля над ущербом, который наносится в зоне ствола скважины. Сразу после перфорации на депрессии происходит первоначальный выброс из коллектора, при котором из перфорационных тоннелей выносится вся крошка, образовавшаяся после прострела.

Т. к. имеется низкий гидростатический столб в стволе скважины при перфорации на депрессии и с нулевым перепадом давления, возможность проникновения жидкости заканчивания в пласт устраняется или сводится к минимуму. Контроль за давлением при перфорации на депрессии является ключевым фактором безопасности, т. к. в результате перепада давления жидкость начинается быстро перемещаться к поверхности. Перфорация с избыточным перепадом давления с раствором для глушения в стволе скважины. После перфорации давление в стволе скважины осколки/крошка от выстрела под давлением спрессовываются и прижимаются к зоне разрушения вокруг перфорационной тоннели.

Перфорации с очень большим перепадом давления используется для стимулирования прилегающего к стволу скважины района, и показали себя как очень эффективные для низкопроницаемых коллекторов.

Давление в стволе скважины выше, чем давление трещины. Жидкость стремительно проходит через перфорационные дыры и создает многочисленные трещины, которые остаются после окончания перфорационных работ.

Какие проблемы возникают во время ремонта скважин

Ремонтные работы на скважине осуществляются после глушения скважины. Как правило, глушение осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения с большей плотностью для оказания противодавления на пласт в целях предупреждения нефтегазопроявлений. Превышение забойного давления над пластовым регламентируется от 5 до 10 %. В условиях репрессии в пласт проникает жидкость глушения, действие которой на глинистые частицы пласта может вызвать кольматацию порового пространства. Кольматацию могут вызвать и взвешенные частицы, находящиеся в жидкости глушения. Другим фактором нанесению ущербов является выпадение в осадок водонерастворимых солей при воздействии жидкости глушения на пластовую воду. Проведение спуско-подъемных операций на скважине приводит к насыщению пласта водой, что приводит к возникновению «водяных мостов» перекрывающих поток пластовой жидкости, а также к изменению относительной проницаемости, что также приводит к снижению дебитов по нефти. Насыщение пласта водой приводит и к осложнениям при выводе скважины на режим вследствие отсутствия охлаждения погружного электродвигателя.

Поэтому проектирование процесса глушения напрямую связано с проектированием вывода на режим и дальнейшей эксплуатации скважины.

Итак, отметим основные требования к жидкостям глушения (ЖГ):

* ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать кальматацию пор пласта твердыми частицами;

* фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды;

* ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»;

* ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

* ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1…0,12 мм/год;

* ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны содержать нейтрализатор сероводорода;

* ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;

* ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций.

Конечно же, процесс глушения должен проводиться специальным сервисом, обеспеченным специальным оборудованием и квалифицированным персоналом для предоставления большого спектра технологий и рецептов жидкостей глушения персонально к каждой скважине.

Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины

Как уже говорилось выше, призабойная зона имеет решающее значение в производительности скважины. Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости. Эти ущербы ведут к снижению добычи нефти. На производительность скважины могут также влиять повышенный вынос песка из пласта, проникновение воды. Не следует забывать, что при эксплуатации скважины на снижение продуктивности могут играть и другие факторы, например, проблемы в перфорации, в фильтре, гравийной набивке, в погружном насосном оборудовании, лифтовых трубах, а также в наземном оборудовании и сборных трубопроводах. На производительность скважины могут влиять и такие технические факторы как состояние забоя, эксплуатационной колонны, например, установленные гофры). Иногда, возникают проблемы, связанные с наличием проектного оборудования, качеством его подготовки, финансовые проблемы и т. д.

Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

* химических;

* механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);

* тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев);

* их комбинирование.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их в карбонатных коллекторах, и очищают поровое пространство в терригенных. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок или расклинивающий агент (проппант), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1ч4 мм. Скин может снижаться до -4,4.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости - песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Волновая обработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью генератора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Углубленная перфорация состоит в том, что в зону пласта спускается мощный перфоратор специальной конструкции, который пробивает критическую зону пласта и дает возможность флюиду проходить ПЗП по новым каналам. Существуют технологии (ПГД), когда за счет энергии пороховых газов, в пласте образуются новые трещины.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолы или парафины. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Как мы уже говорили - наиболее подвержена ущербам призабойная зона пласта, ее еще называют критической зоной. Нарушения в ПЗП могут быть вызваны различными факторами, поэтому выбор стимуляции определяется от формы нарушений. Как правило, может быть несколько факторов загрязнения, поэтому часто применяются комплексные обработки включающие в себя несколько видов работ на скважине.

Существует множество технологий и еще великое множество рецептов по работе с призабойной зоной пласта (ПЗП). Основная задача в процессе бурения скважины, минимизировать загрязнение ПЗП.

Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

Основные термины и определения

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Основные элементы буровой скважины:

* Устье скважины - пересечение трассы скважины с дневной поверхностью.

* Забой скважины - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу.

* Стенки скважины - боковые поверхности буровой скважины.

* Ось скважины - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

* Ствол скважины - пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.

* Обсадные колонны - колонны соединенных между собой обсадных труб.

Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы - керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров. Начальный диаметр скважины проектируют с учетом первоначального дебита и планируемого типа насосного оборудования, которое будет в нее спущено, его технические характеристики, в том числе и наружный диаметр насоса.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на:

1) вертикальнвые;

2) наклонные;

3) прямолинейноискривленные;

4) искривленные;

5) прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

6) сложноискривленные.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные - для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные - для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные - для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые - для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т. д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом. Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление (Conductor pipe) спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором (Surface casing) обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т. е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна (Production casing) спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150…300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны (Intermediate casing) необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг, т. е.:

Рпл* = Рпл / Рг; Ргр* = Ргр / Рг; Рпогл* = Рпогл / Рг; Ргрп* = Ргрп / Рг.

Здесь Рпл - пластовое давление; Ргр - гидростатическое давление бурового раствора; Рпогл - давление начала поглощения; Ргрп - давление гидроразрыва пласта.

Относительное пластовое давление Рпл* часто называют коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 - аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 - аномально низким (АНПД).

Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение

а) Рпл* < Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:

б) Рпл* > Ргр* < Рпогл*

или

в) Рпл* < Ргр* > Рпогл* (Ргрп*)

Если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления, если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками (Liner).

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 - диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 - глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 - уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 - диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 - и 146 -мм колонны.

Способы бурения скважин

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

Вращательное бурение скважин

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее. Существует две разновидности вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем - невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка.

При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная колонна - к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос, приводящийся в работу от двигателя, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) в стояк - трубу, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав), вертлюг и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей и очистительных механизмах буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей - турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото. При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту. По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

...