WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

11. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Конечная цель бурения скважин – получение нефти и газа из продук тивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от

технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктив ный пласт.

11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29] 1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильт рат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гид рофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать со ставу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодей ствия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточ ное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4. Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

5. Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат – нефть.

6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскры вается пласт с аномально низким давлением, – меньше нуля.

11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, ис пользуемые в физике нефтегазового пласта.

Гидростатическое давление рст – давление столба жидкости высо тою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:

ргст = жqZ, (11.1) где ргст – гидростатическое давление, Па;

ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3;

q – ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;

Z – рас стояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Для практических расчетов пользуются упрощенной фор- мулой ргст = 0,01жZ, (11.2) где ргст – гидростатическое давление, МПа;

ж – плотность промывоч ной жидкости, кг/м3;

Z – расстояние от поверхности до рассматривае мого сечения, м.

Пластовое давление рпл – давление, под которым жидкость содер жится в порах проницаемой горной породы.

Коэффициент аномальности пластового давления kа – отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пре сной воды (ж = в = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:

kа = рпл/0,01Z. (11.3) Пластовое давление считают нормальным, если kа = 1. Если kа > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким;

при kа < 1 – пониженным или аномально низким.

Индекс давления поглощения kп – отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:

kп = рп/Zп, (11.4) где рп – давление поглощения пласта, МПа;

Zп – расстояние от поверх ности до рассматриваемого сечения, м.

Относительная плотность промывочной жидкости о – отноше ние плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

о = ж/в, (11.5) где ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3;

в – плотность пре сной воды, кг/м3.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

kа < о < kп, (11.6) а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле о = kрkа, (11.7) где kр – коэффициент резерва, значения которого приведены ниже.

Рекомендуемые коэффициенты резерва Глубина скважины, м........................................... 0–1200 1200–2500 > Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5 2,5 3, Допустимое значение kр...................................... 1,1–1,15 1,05–1,10 1,04–1, 11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ Метод вхождения – это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктив ной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис.

11.1).

Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается доло тами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спус кают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирова на и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. одноро ден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Метод 2 (рис. 11.1, б). Отличается от первого тем, что после разбу ривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колон ны с продуктивным пластом ее перфорируют Рис. 11.1. Методы вхождения в продуктивную толщу:

1 – обсадная колонна;

2 – цементный камень;

3 – нефтеносные пласты;

4 – водоносные пласты;

5 – открытый ствол;

6 – пакер;

7 – фильтр;

П – продуктивный пласт (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещаю щихся пропластков, т.е. когда требуется селективная эксплуатация.

Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3 (рис. 11.1, в). Перед вскрытием продуктивной толщи вы шележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементиру ют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчи вых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4 (рис. 11.1, г). В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5 (рис. 11.1, д). При этом методе после спуска обсадной ко лонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскры вают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем пе рекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

11.4. МЕТОДИКА ВЫБОРА СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число прони цаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глу бины скважины;

б) определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один – водой, второй – нефтью, третий – газом и т.д.);

в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов дав лений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницае мых горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продук тивной толщи буровым раствором в процессе бурения.

Пример 11.1. Вариант А. Продуктивная толща залегает на глубине 2000 м и вклю чает три проницаемых пропластка (мощность каждого 7– 8 м ): первый и третий – неф теносные, второй – водоносный. Общая мощность толщи – 80 м, пластовое давление рпл = 1920 МПа. Над продуктивной толщей залегают аргиллиты мощностью 25 м, а выше – доломиты с прослоями водоносных песчаников – пластовое давление рпл2 = 22 МПа (рис. 11.2).

Рис. 11.2. Схема вскрытия продуктивной толщи:

1, 2, 3 – продуктивные пласты;

m – мощность продуктивных пластов Р е ш е н и е. 1. Оценивая мощность продуктивного горизонта, число проницаемых пропластков, однородность их насыщения, следует отметить, что требуется селективный отбор нефти, т.е. второй и пятый (см. подразд. 11.3) методы, которые отвечают этому требованию.

2. Определим коэффициенты аномальности по формуле (11.3):

kа1 = 19,0 20,0 (0,01 2000) = 0,95 1,0;

kа2 = 22,0 (0,01 2000) = 1,1.

3. Если использовать второй метод, то потребуется промывочная жидкость с плот ностью [формула (11.7)] о = 1,051,1 = 1,15, где kр = 1,05 (см. стр. 381).

Гидростатическое давление на продуктивный пласт ргст = 0,011,152000 = 23,0 МПа.

Разность между гидростатическим давлением и пластовым в продуктивной зоне ргст – рпл1 = 23,0 – 19,0 = 4,0 МПа.

Если использовать раствор на водной основе, то возможно сильное загрязнение про дуктивной толщи.

4. Если использовать пятый метод, то относительная плотность промывочной жид кости о = 1,051,0 = 1,05.

Гидростатическое давление на продуктивный пласт рст = 0,011,052000 = 21,0 МПа.

Тогда рст – рпл1 = 21,0 – 19,0 = 2,0 МПа, т.е. вдвое меньше, чем при использовании второго метода.

Таким образом, здесь предпочтительнее использовать пятый метод.

Вариант Б. Условия идентичные, только выше аргиллитов залегания однородная толща глин (см. рис. 11.2).

Р е ш е н и е. В данном варианте при отсутствии проницаемых пластов в породах, лежащих выше продуктивного горизонта, целесообразно применять второй метод. Во первых, это увеличит площадь фильтрации нефти, а во-вторых, при прохождении глини стых толщ можно использовать растворы на нефтяной основе, что позволит улучшить устойчивость глин, снизить трение между бурильными трубами и стенками скважины, а следовательно, повысить скорость бурения.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.