Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Вскрытием продуктивного горизонта (пласта) называется комплекс работ, связанных с его разбуриванием и обеспече* нием наиболее благоприятных условий для притока нефти или газа в скважину в период ее освоения и эксплуатации.

Главное требование к применяемым методам вскрытия про­дуктивных горизонтов заключается в том, чтобы предотвра­тить снижение проницаемости призабойной зоны пласта под воздействием бурового или тампонажного раствора. Жидкая фаза, отфильтрованная из этих растворов под воздействием раз­ности гидростатического и пластового давлений, проникая в про­дуктивный пласт, вызывает набухание глинистых частиц, со­держащихся в коллекторе, образует водонефтяные эмульсии, вступает в капиллярное взаимодействие с пористой средой, а при взаимодействии с минерализованной пластовой водой об­разует нерастворимые осадки в порах пласта, что в совокуп­ности может привести к резкому снижению проницаемости кол­лектора.

Снижение проницаемости тем больше, чем выше водоотдача растворов, перепад давлений, скорость восходящего потока в затрубном пространстве, температура бурового раствора и чем меньше зазор между бурильной или обсадной колонной и стенками скважины. Загрязнению пласта способствует также проникновение в поры пласта частиц твердой фазы из буро­вого или тампонажного растворов.

Основными направлениями борьбы с отрицательным влия­нием фильтрата промывочных жидкостей при вскрытии плас­тов и освоении скважин являются регулирование перепада дав­лений в системе скважина — пласт путем — изменения плотности буровых растворов; улучшение свойств буровых растворов на водной основе путем добавки специальных ПАВ; применение растворов на нефтяной основе; применение пен и газообразных

агентов; использование метода местной призабойной циркуля­ции.

Особенно важное значение эти мероприятия имеют при вскрытии пластов с низким давлением.

При вскрытии пластов необходимо принять меры для пре­дотвращения выброса нефти, газа или воды. С этой целью ре­гулируют плотность бурового раствора так, чтобы гидростати­ческое давление в скважине несколько превышало пластовое давление, но не вызывало гидроразрыва пород или поглоще­

ния. В необходимых случаях применяют утяжеленные растворы. Плотность и газосодержание бурового раствора должна непре­рывно контролироваться. На поверхности необходимо обеспе­чить дегазацию раствора с помощью вакуумных дегазаторов. В бурильной колонне требуется установить обратный клапан, а устье скважины герметизировать с помощью — специального противовыбросового оборудования. В комплекс этого оборудо­вания входят плашечные, универсальный и вращающийся пре­венторы, система дистанционного и ручного управления ими, трубопроводы обвязки с задвижками высокого давления, име­ющими дистанционное управление.

Плашечные превенторы (рис. 8.58) предназначены для гер­метизации кольцевого зазора между бурильными и обсадными трубами или для полного перекрытия устья скважины при от­сутствии в ней бурильных труб. В корпусе 2 находятся две плашки 3, соединенные штоками 4 с гидроцилиндрами 1 и 5, которые управляются дистанционно со специального пульта. Кроме гидравлического, превентор имеет ручное управление в виде винтовой пары 6 и 7, соединенной карданом со штурва­лом. Один превентор снабжается плашками с кольцевыми вы­емками для бурильных труб, другой — глухими плашками. Уни-

нереальный превентор закрывает устье скважины при наличии в нем бурильной трубы или замка, а также при отсутствии бу­рильной колонны. Он также имеет гидравлическое дистанци­онное управление. Вращающийся превентор применяется при роторном бурении и позволяет осуществлять вращение и подачу ведущей трубы при герметизированном устье скважины. Типо­вая схема противовыбросового оборудования приведена на рис. 8.59.

Для обеспечения качественного вскрытия важное значение имеет метод заканчивания скважины, определяющий конструк-

цию ее призабойной зоны. В практике получили применение основные методы заканчивания скважин.

1. Скважину бурят до кровли продуктивного горизонта, спус­кают и цементируют промежуточную колонну. Затем вскрывают продуктивный горизонт и в скважину спускают фильтр, под­вешенный с помощью пакера в колонне, или хвостовик. Если коллектор сложен устойчивыми породами, ствол скважины на этом интервале не крепят. В неустойчивых породах спущенный в продуктивный горизонт хвостовик цементируют, а затем после ОЗЦ перфорируют, т. е. пробивают в колонне и цементном камне отверстия, сообщающие скважину с пластом.

2. Скважину бурят на всю мощность продуктивного гори­зонта и спускают в нее эксплуатационную колонну, имеющую в нижней части фильтр. С помощью манжетного способа це — ментирут колонну выше кровли продуктивного горизонта. Такой метод заканчивания применяют в однородных пластах с низ­ким давлением.

3. Скважину бурят на всю мощность продуктивного гори­зонта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее от забоя. Затем колонну перфорируют. Этот способ является наиболее распространенным, особенно в пластах с высоким дав­лением.

Перфорация обсадных колонн осуществляется пулевыми, торпедными и кумулятивными перфораторами или гидропеско­струйными аппаратами. Опробование продуктивных горизонтов представляет собой комплекс работ, связанных с выявлением нефтегазоносности вскрытых скважиной пластов и определением их промышленной ценности. Для этого требуется получить при­ток пластовых жидкостей и газов в скважину, отобрать пробу для лабораторного исследования их состава и свойств; измерить пластовое давление в исследуемом горизонте; получить данные для оценки коллекторских свойств — пласта, определения запаса пластовой жидкости и ее возможного дебита. Эти задачи мо­гут решаться двумя способами: а) в процессе бурения, сразу же после вскрытия перспективного пласта (опробование по способу «сверху вниз»); б) после окончания бурения и креп­ления скважины (способ «снизу вверх»).

Первый способ является наиболее целесообразным. Он осу­ществляется с помощью испытателей пластов на трубах и оп — робователей на каротажном кабеле. Опробование продуктивных горизонтов в процессе бурения должно сопровождаться соот­ветствующим выбором конструкции скважины, параметров бу­рового раствора и технологии вскрытия продуктивных горизон­тов, а также проведения комплекса геохимических и геофизи­ческих исследований в сочетании со сплошным отбором керна на всю мощность предполагаемого продуктивного пласта. Схема оборудования для опробования продуктивных горизонтов дана на рис. 8.60.

Комплект испытательных инструментов (КИИ) показан на рис. 8.60, а. Он спускается в скважину на бурильных трубах 1, заполненных промывочной жидкостью лишь частично, и уста­навливается с опорой на забой так, чтобы пакер 10 находился выше исследуемого пласта, а фильтр 12 — непосредственно про­тив него. При создании па башмак комплекта некоторой на-

SHAPE \* MERGEFORMAT

Рис. 8.60. Схема оборудования для опробования продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин:

а — комплект испытательных инструментов КИИ; / — бурильные трубы; 2, 7— пере­водники для установки глубинных манометров и термометров; 3— циркуляционный клапан; 4— вапорный клапан; 5, 8—испытатели пластов ИПГ; .9—ясс; 10—пакер; И— безопасный замок; І2 — фильтр; 13 — хвостовик; б — испытатель пластов ИПГ: 1 — переводник; 2 — штуцер; 3 — штанга; 4 — полый шток; 5 — капилляр; 6—поршень; 7 — сальник; 8—гильза; 9 — впускной клапан; 10 — отверстия уравнительного клапана; 11, 12— нижняя и верхняя камеры гидравлического реле; 13 — корпус

грузки за счет веса бурильной колонны резиновый элемент пакера расширяется и плотно прижимается к стенкам сква­жины, изолируя исследуемый пласт от воздействия гидростати­ческого давления в затрубном пространстве скважины. При этом полый шток в каждом из испытателей пластов 5 и 8, включенных в состав комплекта, перемещается вниз относи­тельно корпуса 13, перекрывая отверстия 10 уравнительного клапана и открывая отверстия впускного клапана 9 (рис. 8.60,

б). Жидкость, поступающая снизу в полость корпуса испыта­теля, уже не может проходить через отверстия впускного кла­пана 9 в полость штока 4 и далее во внутреннюю полость бу­рильных труб. Поскольку трубы заполнены промывочной жид­
костью лишь частично, на исследуемый пласт создается зна­чительный перепад давлений, под воздействием которого плас­товая жидкость устремляется в бурильные трубы и по ним может выходить на поверхность через установленную там спе­циальную обвязку. Испытатели пластов снабжены гидравличе­скими реле для регулирования времени опускания штока 4 и открытия впускных клапанов. Гидравлическое реле выполнено в виде камеры И, 12, разделенной на две полости поршнем 6, имеющим капилляр 5. Изменяя длину капилляра и вязкость масла, можно регулировать скорость опускания штока 4 и время с момента создания осевой нагрузки на поршень 6 до момента, когда поршень опустится в нижнее положение, вытес­нив через капилляр 5 масло из полости 11 в полость 12. Реле регулируют так, чтобы впускной клапан нижнего испытателя открывался через 2—3 мин, а верхнего — через 15—20 мин после создания осевой нагрузки.

Комплект КИИ снабжен глубинными записывающими ма­нометрами и термометрами, установленными в переводниках 2 и 7 (рис. 8.60, а). Это позволяет определить скорость притока в период опробования и записать кривую восстановления дав­ления в подпакерной зоне после окончания притока, что необ­ходимо для оценки коллекторских свойств опробуемого гори­зонта. Приток пластовых жидкостей и газов прерывают с по­мощью запорного клапана 4, установленного над верхним испытателем, путем снижения осевой нагрузки и поворота бу­рильной колонны на 12—15 оборотов. Перед подъемом КИИ на поверхность скважину промывают с помощью обратной про­мывки через циркуляционный клапан 3 и вытесняют из бу­рильных труб пластовую жидкость промывочной. Наличие в комплекте ясса 9 позволяет расхаживать инструмент после окончания опробования, что облегчает освобождение пакера 10. Полученная в результате опробования диаграмма изменения давления во времени (рис. 8.61) обрабатывается по специаль­ной методике для определения характеристик коллекторских свойств пластов.

Комментарии запрещены.