Способы вскрытия нефтяных и газовых горизонтов. Выбор способа вскрытия.

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.
В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:
1) Пулевая перфорация
Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.
2) Торпедная перфорация
Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.
3) Кумулятивная перфорация
Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.
4) Гидропескоструйная перфорация
При использовании гидропескоструйной перфорации происходит образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смесью, истекающей со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел под давлением 15...30 МПа.
Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта и оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину

Технико-экономические показатели бурения и документация на строительство скважин.

Основные документы на строительство скважин

Технический проект – «Проект на строительство скажины»

Ø индивидуальный – для одной скважины (для одиночных или разведочных);

Ø групповой – для группы скважин(где одинаковая геология).

Технические проекты разрабатывают НИПИ на основании технического задания Заказчика – нефтяной или газовой компании.

Смета на строительство скважины

Ø Раздел 1. Подготовительные работы.

Ø Раздел 2. Строительство и разборка вышки, сооружений, монтаж-демонтаж оборудования.

Ø Раздел 3. Бурение и крепление скважины.

Ø Раздел 4. испытание скважины на продуктивность.

Геолого-технический наряд (ГТН)

Наряд на производство буровых работ;Инструктивно-технологическая карта

Рассчитывается буровой раствор, бурильные трубы, обсадные колонны, долота, двигатели: трубобуры, ГЗД, длина скважины, затраты, нагрузка на долота, режим бурения и тд.

Технико-экономические показатели строительства скважин

· Продолжительность цикла строительства

Tц = Tпс + Тм + Тпб + Тбк + Тис + Тдм

Тц- время цикла бурения строительства скважины целиком, в сутках

Tпс- время подготовки к строительству скв.

Тм- время монтажа бур.установки и всего бур.оборудования

Тпб- время подготовки к бурению

Тбк- время бурения и крепления скважины, календарное время бурения

Тис- время испытания скважины

Тдм- время демонтажа

цикловая скорость бурения [м/ст∙м] Vц = 720 Lс / Тц

· Календарное время бурения

Тбк = Тпр + Трем + Тосл + Тнпр

Т пр- производительное время бурения

Т рем- время ремонта в процессе бурения

Тосл- время ликвидации осложнений

Тнпр- непроизводительное время бурения

Тпр = Тб + Тсп + Ткр + Твсп

Тб- время бурения

Тсп- время спуска-подъема

Ткр- время крепления

Т всп-вспомогательное время

· коммерческая скорость бурения Vком = 720 Lс / Тбк

Vком=[м/ст∙м] (метры на станко месяц)

Lc – длина скважины

· техническая скорость бурения Vтех = 720 Lс / Тпр

· механическая скорость проходки Vм = Lс / Тб; [м/час]

· рейсовая скорость бурения Vр = Lс / (Тб + Тсп); [м/час]

 

Основные аварии и осложнения, возникающие при бурении. Способы ликвидации прихватов.

Сооружение скважины – трудоемкий инженерно-технологический процесс, нередко осложняющийся различного рода авариями, которые снижают производительность труда и повышают себестоимость буровых работ. На устранение аварии в год тратится от 5 до 10 % рабочего времени. Часто причинами списания скважин, не выполнивших геологического задания, также являются аварии и осложнения.

Один из самых распространенных, многообразных, сложных и трудоемких типов аварии в разведочном бурении – прихваты. На их долю приходится до 60-80 % аварийного времени. Кроме того, обрывы, развертывания и падения инструмента часто сопровождаются прихватами или предшествуют им. С ростом глубин разведочного бурения и уменьшением диаметров скважин сложность и тяжесть прихватов, а также процесса их ликвидации непрерывно возрастают. Причем если на устранение одного обрыва затраты ежегодно сокращаются, то на ликвидацию одного прихвата – увеличиваются. Значительно повышаются затраты на вспомогательные операции, связанные с предупреждением и ликвидацией прихватов, а также предшествующих им осложнений. Большая часть металла в разведочном бурении расходуются на крепление скважин из-за низкой оборачиваемости обсадных труб вследствие их прихвата. Обсадные колонны длиной свыше 30 м, при закрытии скважин грузоподъемными приспособлениями не извлекаются.

Потеря устойчивости ствола скважины является самым распространённым видом осложнений, вызывающим тяжелые прихваты бурового снаряда и обсадных труб. Прихваты, обусловленные нарушением устойчивого состояния приствольной зоны, происходят при бурении сжимаемых вязкопластичных отложений; слабо связанных, сильнотрещиноватых и крутозалегающих пород; интервалов осыпей, обвалов и кавернообразований; пересечение старых горных выработок и карстовых пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и плывунами.

В глинах, которые входят в состав пород, слагающих стенки скважины, одновременно протекают два противоположно направленных процесса: пластическое вытекание в ствол под действием разности горного и гидростатического давления, сопровождающееся сужением, а также разрушение и осыпание, приводящие к кавернообразованию и увеличению диаметра скважины.

Несоответствие фильтрата промывочной жидкости составу поровых солей глинистых пород приводит к разупрочнению последних в результате диффузионных и осмотических явлений. Проработка ствола скважины с прогнозом по нему потерянного керна, постановка колонкового набора на забой и разбуривание оставшихся кусков являются весьма трудоёмкими и длительными операциями. При устранении этих осложнений очень быстро выходят из строя долота и коронки, особенно алмазные, происходят прихваты и обрывы снаряда. Керн нередко застревает в кавернах, желобах и трещинах. Во время бурения изогнутая вращающаяся колонна, ударяясь о стенки скважины, может вытряхнуть керн, что приведёт к мгновенному расклиниванию снаряда и его обрыву. В процессе подъёма инструмента также возможна затяжка его между керном и стенками скважины. С увеличением прикладываемых нагрузок возрастает сила прихвата.