Деряев А.Р.

УДК 1

Деряев А.Р.

кандидат технических наук, научный сотрудник,

Научно-исследовательский институт

природного газа ГК «Туркменгаз»

(г. Ашгабат, Туркменистан)

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

Аннотация: заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины.

Ключевые слова: пластовый флюид, гидродинамическая давления цементное кольцо, кровля, подошва, фильтр, перфорация.

Для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта.

Вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту вплоть до устья скважины. При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня. Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом [1].

На исследуемых скважинах в процессе цементирования было строгое соблюдение “Правил безопасности в НГДП”. На продуктивный пласт при цементировании не создавали высокое гидродинамическое давление, не наблюдалось поглощение цементного раствора в продуктивные пласты. Во всех процессах цементирования уровень подъема цементного раствора получен до расчетного уровня.

Заключительный этап строительства скважины перед ее освоением вторичное вскрытие продуктивного пласта, которое во многом определяет продуктивность скважины [2]. Некачественное выполнение этого вскрытия может свести на нет все усилия, затраченные при выполнении предыдущих этапов работ.

В связи с этим представляется целесообразным уделять большее внимание поиску и разработке более эффективных жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствовать технику и технологию перфорации.

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 водоизолирующая 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 и все эти методы можно использовать одновременной раздельной эксплуатации скважин с двух лифтовой конструкцией [3].

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. 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.

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.

Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. 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.

Основные методы вторичного вскрытия пласта условно подразделить на:

перфорацию стенок эксплуатационной колонны и скважины на глубину, м;

глубокую (до 40...200 м - гидро- или механическую) перфорацию;

способы перфорации анизотропных по проницаемости пород;

бесперфорационное вскрытие пласта (БПВП).

Перфорация стенок эксплуатационной колонны и скважины (кумулятивная, пулевая, механическая, гидропескоструйная, накатно-распорная и др.) наиболее распространена и осуществляется на глубину, несколько превышающую зону кольматации стенок скважины в процессе вскрытия продуктивного комплекса бурением (твердой фазой наиболее распространенных глинистых растворов, обычно, на глубину до 25...35 мм).

В целом, можно отметить, что загрязнения прискважинной зоны пласта (далее ПЗП) инфильтратом цементного раствора полностью предотвращается, и кумулятивной и пулевой перфорацией [4]. Механические или гидромеханические перфораторы образуют каналы, глубина которых может не превышать глубины загрязнения стенок скважины инфильтратом цементного раствора. Необходимо учитывать, что влияние плотности перфорации на дебит скважины может достигать 50...300%.

На скважинах №№147,37,156,200 месторождения Северный Готурдепе перфорацию продуктивных горизонтов произвели кумулятивными корпусными перфораторами типа ПКО-89, ПКО-102 и перфоратором компании “Шлюмбердже” типа “Энерджет”. Данные по перфорациям и показание исследований в процессе освоении показано в таблице.

Таблица

При ОРЭ двух трех пластов они изолируются друг от друга и в скважину спускается соответствующее количество колонн НКТ [5]. В результате обеспечивается раздельная разработка пластов. Тем самым работа каждого пласта не влияет на характер эксплуатации других. И в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы.

На всех исследуемых четырех скважинах была спущена двух лифтовая компоновка, с целью обеспечивания раздельной разработки пластов, и при одновременной работе каждого пласта не влиять на характер эксплуатации других, а также для проведения в каждом пласте необходимых исследований и поддерживания заданного режима работы.

Освоение на всех исследуемых скважинах произведена с заменой углеводородного глинистого раствора на воду и с подачей газа на короткий лифт насосно компрессорных труб газлифтным способом эксплуатации. Длинный лифт после замены раствора на воду осваивался фонтанным способом эксплуатации.

В данное время для качественного первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов применяются следующие виды материалов и оборудований:

- с целью уменьшения твердой фазы в составе бурового раствора применение жидкого барита;

- буровые растворы без твердой фазы, бромид кальция, бромид магния, бромид цинка и формиат цезия;

- бурение и освоение скважин с жидким азотом;

- бурение в равновесии.

В связи с успешным развитием науки и изобретением новых технологий в области качественного вскрытия продуктивных пластов накоплен большой опыт, который успешно применяется в различных зарубежных компаниях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

Амиян В.А. и др. Влияние методов вскрытия нефтяных пластов на нефтеотдачу. В сб. «Вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений СССР». Москва, ЦНИИТЭнефтегаз, 1964г.

Амиян В.А., Васильева Н.П., Влияние свойств промывочных жидкостей на проницаемость коллектора в процессе вскрытия пласта. Москва, ЦНИИТЭнефтегаз, 1965г.

Бережной А.И., Промывочные жидкости и цементные растворы в бурении скважин. Мосвква, Гостоптехиздат, 1964г.

Амиян В.В., Амиян А.В., Васильева Н.П., Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. Москва, Недра, 1980г.

Деряев А.Р., Еседулаев Р. Основы технологии бурения при освоении нефтегазовых пластов методом ОРЭ. Научная монография. Ашгабат: Ылым. 2017. Стр 1-239.

Deryaev A.R.

Candidate of Technical Sciences, Researcher,

Scientific Research Institute

Natural Gas of Turkmengaz Group

(Ashgabat, Turkmenistan)

SECONDARY OPENING OF PRODUCTIVE HORIZONS

Abstract: the final stage of well construction before its development is the secondary opening of the productive reservoir, which largely determines the productivity of the well.

Keywords: reservoir fluid, hydrodynamic pressure cement ring, roof, sole, filter, perforation.