Расположение устьев скважин на кустовой площадке.

Способ расположения скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, относятся к локальным. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь в кусте максимальное число скважин на дренируемом участке. При разбуривании многопластовых месторождений число скважин в кусте пропорционально увеличивается. В том случае для увеличения одновременно работающих буровых установок скважины располагают по крестовой схеме. При однорядной и двухрядной схемах размещения устьев скважин одновременно могут работать две буровые установки на одном кусте. При кустовом бурении вспомогательные службы (культ-будки, котельная, склады ГСМ и т.д.) выносят за пределы производственной площадки с таким расчетом, чтобы расстояние от них до устья ближайшей скважины было не менее 50 м. При проектировании кустовых площадок необходимо учитывать возможности перекрещивания большого количества скважин в кусте. При бурении скважин кустами с близким расположением устьев наиболее опасно пересечение стволов. Вероятность пересечения двух соседних скважин определяется для конкретных условий. Для предупреждения пересечения стволов наклонных скважин на кусте необходимо предусматривать следующие мероприятия: в зоне размещения кустовой площадки не должно быть скважин, пробуренных с соседних кустов; до начала разбуривания куста необходимо иметь проектные профили всех скважин; в ходе бурения очередной скважины необходимо учитывать горизонтальные проекции скважин, фактически пробуренных с данной кустовой площадки, а также с соседних кустов, имеющих опасную близость к проектным скважинам;

при построении профилей стволов куста следует учитывать погрешность показаний используемых инклинометров, строить профили с максимальной точностью; при составлении проекта куста наклонных скважин полностью исключается зарезка с одинаковой глубины при последовательном бурении скважин, пересечение плоскостей искривления скважин, бурение с одного куста скважин с одинаковыми азимутами и отклонением; начальный интервал до принудительного набора отклонения должен быть строго вертикальным. Практика кустового бурения показала, что вероятность встречи стволов скважин, обусловленной ошибками зарезки наклонного участка, имеет практическое значение только в том случае, если азимуты зарезок соседних скважин отличаются на ±30° Отечественный и зарубежный опыт показал, что бурение скважин кустами дает возможность значительно сократить объем строительно-монтажных работ, уменьшить объем строительства дорог, водопроводов, линий электропередач и связи и т.д., упростить обслуживание эксплуатируемых скважин и сократить объемы перевозок. Однако в связи с увеличением числа скважин в кусте возрастают отклонения забоев от вертикали и увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, каждую пробуренную скважину по техническим причинам консервируют до завершения бурения всех или части скважин куста. Из-за этого снижаются темпы разработки месторождений и с увеличением числа скважин в кусте потери резко возрастают.

 

29. Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов (пластов).

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими поро­дами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, во­доносными и сухими. Осо­бое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать" по РД 39-2-771—82. В практике бурения применяют следующие основные кон­струкции забоев при заканчивании скважин.

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продук­тивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра или хво­стовика. В некоторых случаях в устойчивых по­родах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной.

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной ко­лонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта.

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплош­ным цементированием и последующим простреливанием отвер­стий против продуктивных горизонтов. Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допу­стить закупорки пор и создать благоприятные условия для дви­жения нефти из пласта в скважину. Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового дав­ления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дрениро­вания и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования сква­жины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высо­ком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную экс­плуатацию скважин и максимальное, облегчение притока нефти к забою. При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой рас­твор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением филь­трационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением приме­няют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмуль­сионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскры­тием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле про­дуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хво­стовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колон­ны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в сква­жину или часто засоряются. Поэтому применяют также и дру­гие способы оборудования забоя для предотвращения поступ­ления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. В скважинах с высоким пластовым давлением должно осу­ществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предос­торожности с последующим спуском эксплуатационной ко­лонны со сплошной цементировкой и простреливанием отвер­стий против продуктивных горизонтов. Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пуле­вой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В ка­меры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфора­тора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм. Широкое распространение получила беспулевая перфора­ция. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бес­корпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Пер­фораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ). При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт. В каждом отдельном случае геологической службой в за­висимости от коллекторских свойств пласта, конструкции сква­жины, температуры и давления в интервале перфорации уста­навливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с про­дуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим дав­лением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоро­стью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные над­резы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пла­стов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, от­бор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировоч­ного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов. Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обес­печивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и де­бит скважин). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска экс­плуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета за­паса нефти и газа в составле­нии проектов разработки ме­сторождений. В настоящее время разра­ботаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах — труб­ные испытатели Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на за­бой. Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом. Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании — двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для полу­чения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты стол­ба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в сква­жину, а из нее — через фильтр в колонну бурильных труб. Глу­бинный манометр, установленный в испытателе пластов, запи­сывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступив­ших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосред­ственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в спе­циальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную тем­пературу. Испытание (опробование) перспективных объектов в про­цессе бурения должно производиться, исходя из степени изу­ченности разреза. При технологической необходимости (негер­метичность пакеровки, неполадки с испытательным инструмен­том, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окон­чательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ. В последнее время нашли применение многоцикловые испы­татели пластов. Испытание пластов в несколько циклов по­зволяет получить уверенные (однозначные) результаты испы­тания. При получении уверенных отрицательных результатов испы­тания в открытом стволе объект повторному испытанию в ко­лонне не подлежит.

 

30. Выбор конструкции скважин.

Под конструкцией сква­жины понимают совокупность данных о количестве и глуби­нах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интер­валах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала). Выбор конструкции скважины — основной этап ее проекти­рования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и ослож­нений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бу­рение. Конструкция скважины должна обеспечивать: безусловное доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и мето­дов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале про­дуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико-техноло­гических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные ра­боты, а также длительную эксплуатацию скважины с опти­мальным дебитом). Предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возмож­ности техники и технологических процессов; минимум затрат на строительство скважины как закончен­ного объекта в целом. Количество обсадных колонн, необходимых для обеспече­ния перечисленных требований, проектируется, исходя из не­совместимости условий бурения отдельных интервалов сква­жины. Под несовместимостью условий бурения понимается та­кое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызо­вут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение до­полнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно. Характерные особенности конструкций газовых скважин. В отличие от нефтяных при выборе конструкций газовых сква­жин необходимо учитывать следующие специфические особен­ности.

1. После проявления газоносного пласта и заполнения всего объема скважины газом вследствие его относительно небольшой плотности давление на устье почти не отличается от забойного, т. е. возникают большие давления по всему стволу скважины от устья до забоя. Такое распределение дав­ления требует создания прочного ствола газовой скважины, чтобы в случае внезапного проявления пласта при бурении можно было регулировать отбор газа или задавить его в пласт.

2. Газ обладает значительно большей подвижностью, чем жидкость, и поэтому он может проникать в самые незначи­тельные неплотности. В связи с этой особенностью газа предъявляются повышенные требования к герметизации резьбовых соединений обсадных труб, а также затрубного пространства.

3. Газовые скважины имеют большие свободные дебиты, в результате чего создаются значительные скорости движения газа по стволу, которые могут вызвать чрезмерную вибрацию обсадных колонн и увеличить степень их напряженности. Эта особенность газовых скважин требует создания не только прочных обсадных колонн, но и определенной их устойчивости и жесткости. Исходя из дополнительных требований, предъявляемых к газовым скважинам, эксплуатационные колонны в послед­них дополнительно рассчитываются на внутреннее давление, отвечающее статическому давлению после вызова притока, а промежуточные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование,— на максимально возможное внутреннее давление при выбросе. Для газовых скважин, в которых по каким-либо причинам не проектируется подъем цемента до устья, дополнительно проводится расчет этих колонн и натя­жек при посадке их на колонные фланцы промежуточных ко­лонн для проверки безопасности напряжений, возникающих в трубах от температурных деформаций при эксплуатации скважин.

 

Типы обсадных труб. Правила транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ. Подготовка и спуск обсадных колонн.

 

В конструкции скважины используются следующие типы обсадных колонн:

1) направление — для крепления верхнего интервала, сло­женного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых ин­тервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загряз­нения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

3) промежуточная обсадная колонна — для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовме­стимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при буре­нии последующего интервала. В благоприятных условиях про­межуточная колонна может быть использована в качестве экс­плуатационной;

4) эксплуатационная колонна — для крепления и разобще­ния продуктивных горизонтов и изоляции их от других гори­зонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми изве­стными способами. Промежуточные обсадные колонны могут быть: сплошные, т. е. перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, независимо от крепления предыдущего интер­вала; хвостовики — для крепления только необсаженного интер­вала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 100 м; летучки — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи, с предыдущими или последующими обсадными колон­нами. Летучки до устья скважины не наращиваются. Промежуточная колонна-хвостовик может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях служить в качестве эксплуатационной колонны. При благоприятных условиях, когда износ последней про­межуточной колонны незначительный, эксплуатационная ко­лонна может быть спущена в виде хвостовика. При подсчете количества колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструк­цию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной про­межуточной колонн, называют двухколонной, а из эксплуата­ционной и двух промежуточных — трехколонной и т. д. Выбор количества обсадных колонн и глубины их спуска. Основными исходными данными для выбора количества об­садных колонн и глубины их спуска являются: цель бурения и назначение скважины; проектный горизонт, глубина скважины, диаметр эксплуа­тационной колонны; пластовые давления и давления гидроразрыва пород стра­тиграфических горизонтов; способы заканчивания скважины и ее эксплуатации; профиль скважины (вертикальная, наклонно-направленная) и его характеристика (отклонение от вертикали, темп измене­ния угла и азимута искривления); характеристика пород по крепости.

Для выбора количества обсадных колонн используется сов­мещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бу­рового раствора, построенный на основании исходных данных в координатах глубина — эквивалент градиента давления. Под эквивалентом градиента давления понимается плот­ность жидкости, столб которой в скважине на глубине опре­деления создает давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва. Кривые, характеризующие изменение пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов, строятся на основании данных промысловых исследований. В исключи­тельных случаях (при полном отсутствии промысловых дан­ных) для определения давления гидроразрыва (в МПа) мо­жно использовать формулу р_гр = 0,83Н + 0,66р_пл,                                               

где Н—глубина определения давления гидроразрыва, м; р_Пл— пластовое давление на глубине определения давления гидро­разрыва, МПа.

На совмещенный график на­носят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов гра­диентов давлений (точки 1, 2,..., 19— пластовых давлений, точки 20, 21,..., 39 — давлений гидроразрыва). Па­раллельно оси ординат проводят линии АВ, EF, KL и ОР ка­сательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов пластового (порового) давления и линии CD, GH, MN, QS касательно к крайним точкам кривой эквивалентов давления гидроразрыва. Зоны АВСД, EFGH, KLMN, OPQS являются зонами совместимых условий бурения. Линии АВ, EF, KL, OP определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а линии CD, GH. MN, QS— под давлениям гидроразрыва. Зоны совместимых условий бурения являются зонами креп­ления скважины обсадными колоннами. Количество зон креп­ления соответствует количеству обсадных колонн. Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10— 20 м выше окончания зоны совместимых условий, но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. При бурении первых трех разведочных скважин, если достовер­ность геологического разреза недостаточна, допускается включение в конструкцию скважины резервной промежуточной об­идной колонны. Если в процессе бурения будет установлено, что необходимость в спуске резервной обсадной колонны от­пала, то продолжают углубление ствола под очередную обсад­ную колонну до запроектированной глубины. При определении количества обсадных колонн в конструкции скважины следует всякий раз изучать возможность проведения технологических мероприятий, направленных на снижение металлоемкости скважины металлоемкость скважины — это количество обсад­ных труб (в кг), затраченных на 1 м скважины. Размеры и марки сталей обсадных труб. Обсадные трубы и муфты к ним изготовляются по ГОСТ 632—80 следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508. Трубы размерами 351, 377, 426 мм применять не ре­комендуется. Поставляют трубы длиной от 9,5 до 13 м, однако в по­ставляемой партии труб допускается до 20 % труб длиной 8—9,5 м и до 10%—длиной 5—8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защи­щена предохранительным кольцом. На каждой трубе на расстоянии 0,4—0,6 м от конца, сво­бодного от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (в мм); номер трубы; группу прочности стали; длину резьбы («удл»); толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изго­товителя; месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносят следующие данные: условный диаметр (в мм); группу прочности стали; толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изготовителя труб. Каждая партия труб, отгружаемая потребителю, снаб­жается сертификатом, удостоверяющим качество труб и соот­ветствие их ГОСТ. Кроме указанных в ГОСТ 632—80 труб, заводы выпускают толстостенные обсадные трубы по специ­альным техническим условиям (ТУ). Обсадные трубы соединяют на резьбе (резьба может быть короткой и удлиненной). В обсадных трубах используются треугольная и трапецеидальная резьбы. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает проч­ное и высокогерметичное соединение. В трубах ОТТГ прочность достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность — специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб. Трубы ТБО идентичны и взаимозаменяемы с тру­бами ОТТГ. Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью муфт, а трубы ТБО — безмуфтовые, резьбы у них выполнены по наружной высадке.

Обсадные трубы можно соединять и на сварке; такие трубы не имеют нарезки. При качественной сварке обсадных труб их соединение получается более прочным, чем резьбовое, и более герметичным. В США обсадные трубы выпускаются следующих 14 на­ружных диаметров: 114,3; 127,0; 139,7; 152,4; 168,3; 177,8; 193,7; 219,1; 244,5; 272,5; 298,5; 339,7; 406,7 и 508 мм с тол­щинами стенок от 5,2 до 14,15 мм.