ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Задачи, решаемые при вскрытии продуктивного пласта

Вскрытие газового пласта является завершающим процессом бурения скважины. Технология вскрытия продуктивного пласта значительно влияет на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины. Методы вскрытия пласта зависят от текущего пластового давления, прочности и фильтрационных характеристик, ожидаемого дебита продуктивного пласта и других факторов.

При вскрытии продуктивного пласта нарушается упругое равновесие пород вокруг ствола скважины. При этом изменяются структура порового пространства и прочностные характеристики пласта, что может привести к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта и дебита газа.

Для восстановления дебитов обычно рекомендуется интенсификация притока путем создания вертикальных трещин с помощью гидропескоструйной перфорации.

При вскрытии и освоении скважин происходит перестройка напряжений в призабойной зоне за счет снижения пластового давления при постоянстве горного давления. Это может привести к тому, что перед началом деформации вышележащего массива горных пород произойдет расширение пор пласта, нарушающее целостность пород призабойной зоны. В последующем при деформации всего массива вышележащих горных пород соотношение горного и пластового давлений изменяется, что ведет к уменьшению пористости, а, следовательно, возможны соответствующие нарушения целостности пород призабойной зоны. Указанные явления могут приводить к деформациям призабойной зоны. Эти явления усиливаются акустическими колебаниями пород, возни кающими при эксплуатации скважины при дебитах, когда фильтрация газа сопровождается нарушением линейного закона фильтрации.

При вскрытии продуктивного пласта должна быть исключена возможность открытого фонтанирования скважины и в то же время сохранены природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, принимаются меры к улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины путем применения различных методов интенсификации притока газа. Кроме того, необходимо, чтобы работали все вскрытые при бурении интервалы пласта. Это гарантирует длительную безводную эксплуатацию скважин (максимальный коэффициент газоотдачи), наилучшие условия притока газа из каждого пропластка, минимальные коэффициенты фильтрационного сопротивления и высокие энергосберегающие дебиты газа.

Предупреждение открытого аварийного фонтанирования достигается противодавлением столба бурового раствора на забой. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10-15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность. Например, используются меловой раствор с добавками для его утяжеления барита или гематита, раствор с добавками КМЦ (карбонил-метилцел-люлоза) и др. При низком качестве бурового раствора вода может фильтроваться в пласт на глубину от нескольких сантиметров до метра и более. На стенках ствола скважин образуется плотная глинистая корка, которую довольно трудно удалить. Отметим, что проницаемость глинистой корки обычно на два порядка ниже проницаемости пласта. Наличие глинистой корки и отфильтровавшей-ся в пласт воды резко снижает коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважины. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта необходимо обращать особое внимание на качество бурового раствора. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной - до 2-3 см3 за 30 мин, условная вязкость в пределах 18-25 с. Толщина образуемой корки на стенках скважин не должна превышать 2-3 мм.

Бурение при вскрытии пласта ведут с замедленной подачей долота на забой и тщательно следят, особенно при подъеме буро вого инструмента, за обязательным заполнением скважины до устья буровым раствором.

При наличии в продуктивном интервале глинистых прослоев необходимо принимать меры по борьбе с разбухаемостью глин, которая может привести к ухудшению продуктивной характеристики скважины и осложнениям при эксплуатации.

При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического в целях предупреждения фильтрации воды в пласт и обеспечения высокой продуктивности скважины применяют буровые растворы на нефтяной основе или используют поверхностно-активные вещества (ПАВ). При составлении проектов разработки следует рассматривать возможность вскрытия малодебитных пластов с продувкой забоя газом или использования других средств или методов интенсификации притока газа для уменьшения коэффициентов фильтрационного сопротивления.

При вскрытии продуктивного пласта устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством - превентором. В газовых скважинах до вскрытия продуктивных пластов предусматривается спуск как минимум одной промежуточной колонны или кондуктора на глубину, исключающую возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора в случае выброса. На газовых месторождениях с большим этажом газоносности и аномально высоким пластовым давлением спускаются дополнительные промежуточные колонны для прохождения всего этажа газоносности без поглощения промывочной жидкости, а также для предотвращения связанных с этим выбросов. До вскрытия газового пласта промежуточной колонной или кондуктором перекрываются породы, поглощающие буровой раствор, а также породы, сообщающиеся с дневной поверхностью. Башмаки колонн устанавливаются в плотных непроницаемых породах. В случае бурения, когда в качестве промывочной жидкости используется газ или воздух, скважина оборудуется специальным вращающимся превентором. Вскрытие пласта газом или воздухом обеспечивает получение больших дебитов газа и предотвращает засорение призабойной зоны глинистым раствором.

Продуктивный пласт вскрывают полностью или частично (рис. 1.1).

б

7^777^7^.

^7^77777^7^777

w»W»w«

Рис. 1.1. Схема гидродинамически совершенной

и несовершенной скважин:

а - совершенная по степени и характеру вскрытия; б - несовершенная по степени и совершенная по характеру вскрытия; в - совершенная по степени и несовершенная по характеру вскрытия; г - несовершенная по степени и характеру вскрытия

Если в данном интервале или участке пласта нет подошвенных или контурных вод и не ожидается их поступления в процессе разработки, пласт может вскрываться на полную толщину (см. рис. 1.1, а, в); в противном случае вскрывают часть толщины пласта, при которой не должно быть притока вод к забою скважины в течение всего или дли-тельного периода эксплуатации (см. рис. 1.1, б, г). Обычно при большой толщине пласта не доходят на 50-100 м до газоводяного контакта. В целом задача о величине вскрытия пласта и выборе рабочего, в том числе и энергосберегающего, дебита является технико-экономической, решаемой путем оценки многих вариантов и выбора из них оптимального, исходя из условий обеспечения длительного безводного периода эксплуатации и наибольшего коэффициента газоотдачи.

В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пласта (устойчивости от разрушения при ожидаемом дебите, наличии подошвенной воды и воды в пропластках между объединяемыми горизонтами, пластовых давлений и др.) выбирается соответствующее оборудование забоя газовой скважины. Если призабойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидритами), то сообщение продуктивного пласта со скважиной осуществляется открытым забоем (см. рис. 1.1, а, б).

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >