Основной способ заканчивания горизонтальных скважин

Особенности заканчивания горизонтальных скважин.

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин опреде­ляется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и другими факторами, поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы разные варианты заканчива­ния горизонтальных скважин с использованием перфорированной по­тайной колонны: горизонтальный дренирующй участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно пер­форированная потайная колонна частично зацементирована или осна­щена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно пер­форированной потайной колонной. В противном случае при наличии трещин, пересекающих несколько пластов, газовых шапок, водонос­ных горизонтов, в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стиму­

лировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвосто­вик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который не­желательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цемен­тирование горизонтального участка, при гидроразрыве пласта требует­ся цементировать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с исполь­зованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование обусловлено тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке и, следовательно, загрязнение пласта тоже мо­жет быть весьма существенным (более длительным по времени).

Спуск сплошной (или потайной) колонны при современных тех­нико-технологических возможностях сложен. Но важнейшим вопро­сом является ее цементирование, поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонно- го пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цемен­тирование колонны достигается применением стабилизаторов и жест­ких центраторов, в отечественной — жестких центраторов.

Если основные технологические параметры процесса цементиро­вания следует уточнять по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонаж­ные растворы подбирают конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментационная устойчивость, нулевая водоотдача. Примени­тельно к цементированию горизонтальных стволов скважин необхо­димо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скап­ливаться вода; объем тампонажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный рас­твор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором — камнем.

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае фациально-неоднородного пласта, наличии терщиообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем пра­вилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости ме­жду вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным раствора­ми. Объем буферной жидкости и ее характеристика должны быть та­кими, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее при­менение чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампо­нажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы — контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, необходимо центрировать (используют специальные прокладки под приборы в обсадной колон­не, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной колонны и цементного кольца следует проводить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ. В зарубежной практике (с 2000 г. в США 40 % нефти и газа планируется добывать с помощью горизонтальных сква­жин) обычно заканчивают скважины традиционным способом с ис­пользованием жидкосей глушения, которые нередко ухудшают кол- лекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение. Основная цель таких операций — защита продуктивных пластов от загразнения скважин скважинными жидко­стями во время бурения и заканчивания. Вторичная цель — предупреж­дение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд спциальных мер, которые будут рассмотрены далее.

В США большое внимание уделяют сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктив­ного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

С учетом этого специальные буровые растворы подразделяют на две большие группы.

— Жидкости, не созданные специально для заканчивания сква­жин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия их свойств требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

— Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотда­ча»

чу; компоненты таких жидкостей растворимы в нефти, кислоте, воде либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в резуль­тате их применения может быть устранено). Сюда можно отнести рас­солы со специальной системой утяжеления или со специально подоб­ранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и ста­бильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практи­ке заначивания скважин, они обеспечивают их максимальную естест­венную производительность. Наибольший интерес среди этих раство­ров представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качетсве дисперсионной среды используется нефть и которые в каче­стве дисперсной фазы могут содержать воду. Из РНО нашли примене­ние два различных типа: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20 — 75% воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрацион­ные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводят модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 — 98% — ный возврат к начальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % во­ды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используют материалы с коллоидными системами (окислен­ный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а ее стабилизация достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водо­отдачу. Их применяют при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводят кислотные обработки), для разбуривания водо- восприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением широко используют пены.

Методы вскрытия продуктивных отложений для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

— формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого прак­тически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурени­ем пластов со скважиной как при положительных, так и при отрица­тельных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

— обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных гори зонтов на стадии подготовки ствола к креплению;

— создавать условия для эффективного восстановления гидравли ческой связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного можно обосновывать следующие по­казатели для сравнительной оценки качества вскрытия продуктивных отложений:

1.коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

2.градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

3.максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

4.сравнительные геолого-физические характеристики и пара­метры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидро­изолирующих перемычек, пластовые давления и температура, удель­ный дебит, коэффициенты продуктивности и гидропроводноти, ПЗГ1, скин-фактор, обводненность продукции);

5. показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность це­ментного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

Указанные показатели обеспечивают получение корректных сравнительных оценок качества вскрытия продуктивных отложений на основе сопоставимости геолого-технических условий заканчивания, освоения и эксплуатации скважин и учета влияния технологических факторов на коллекторские свойства призабойной и удаленной зон нефтегазовых пластов.

Контрольные вопросы к разделу 11.

1.Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.

2. Методы вхождения в продуктивную толщу.

3. Методы обработки призабойной зоны пласта.

4.Способы исследования продуктивных пластов.

5.Испытатели пластов. Их назначение и конструктивные особенности.

6.Технология опробования и испытания объекта.

Источник

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ЗАКАНЧИВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин определяется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и др. Поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы различные варианты заканчива­ния горизонтальных скважин с использованием перфорированной потай­ной колонны: горизонтальный дренирующий участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно перфорированная потайная колонна частично зацементирована или оснащена внешними па-керами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается гори­зонтальным участком ствола скважины, и если геомеханическая характе­ристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не це­ментируется, но может быть обсажен предварительно перфорированной потайной колонной. В противном случае, при наличии трещин, пересече­нии нескольких пластов, газовых шапок, водоносных горизонтов в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол
может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стимулировать
выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из га­
зовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвостовик це­
ментируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементиро­
вание (с пакерами или без них) может быть необходимо для изоляции
верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который нежела­
тельно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода).
При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цементирование
горизонтального участка; при гидроразрыве пласта требуется цементиро­
вать весь участок.

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с использовани­ем специальных жидкостей, требования к которым должны быть более же­сткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным ство-

лом скважины. Такое требование оправдывается тем, что вскрытие (обра­зование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке, и, следовательно, загрязнение пласта тоже может быть весьма существен­ным.

В зарубежной практике (в 2000 г. в США 40 % нефти и газа планиру­ется добывать с использованием горизонтальных скважин) обычно закан­чивают скважины традиционным способом с использованием жидкостей глушения, которые нередко ухудшают коллекторские свойства пласта в приствольной зоне. Применяют также сбалансированное бурение, однако операции в несбалансированных условиях имеют, как считают, ряд пре­имуществ. Основная цель таких операций — защита продуктивных пластов от загрязнения скважинными жидкостями во время бурения и заканчива-ния скважин. Вторичная цель — предупреждение чрезмерных потерь таких жидкостей в пласт. Эта технология предполагает ряд специальных мер, ко­торые будут рассмотрены ниже.

В США большое внимание уделяется сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Приго­товляют специальные буровые растворы для вскрытия продуктивного пла­ста, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

Специальные буровые растворы делят на две большие группы:

1. Жидкости, не созданные специально для заканчивания скважин, но
применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия свойств той или
иной жидкости требованиям, предъявляемым к определенной операции,
или вследствие доведения этих свойств до требуемого уровня специальной
обработкой.

2. Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в ча­
стности, для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотдачу. Ком­
поненты таких жидкостей либо растворимы в нефти, кислоте, воде, либо
способны биологически разлагаться (любое загрязнение в результате их
применения может быть устранено). Сюда могут быть отнесены рассолы со
специальной системой утяжеления или со специально подобранными на­
полнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин опреде­
ленные функции, а также меловые эмульсии и стабильные пены.

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практике за­канчивания скважин и обеспечивают их максимальную естественную про­изводительность. Наибольший интерес среди этих растворов представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качестве дисперсной среды используется нефть и которые в качестве фазы могут содержать во­ду. Из РНО нашли применение два различных типа растворов: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. У обоих в качестве дисперсной фазы используется нефть и содержится некоторое количество воды в качестве обращенной эмульсии. В обращенных эмульсиях содер­жится 20 — 75 % воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрационные свойства. Для улучшения реологических и фильтрацион­ных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводятся модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу: динамическая водоотдача при Ар = 70 МПа составляет 7 — 10 м3. При обратном отмыве керна качествен­ные эмульсионные растворы обеспечивают 90 —98%-ный возврат к перво-

начальной скорости фильтрации. В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % воды. Для поддержания фильтрационных и реологиче­ских свойств в этих растворах используются материалы, имеющие колло­идные размеры (окисленный на воздухе битум).

Широкие возможности для применения в области вскрытия пластов имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовят на основе нефти, а стабилиза­ция ее достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмуль­сии легко растворяются в кислоте, имеют малую водоотдачу. Они приме­няются при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда прово­дятся кислотные обработки), для разбуривания водовосприимчивых песча­ников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных гори­зонтов с низким пластовым давлением широко применяют пены.

Источник