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.