Презентация на тему Способы вскрытия пластов. Конструкции забоя нефтяных и газовых скважин

где Рз - давление на забое
Рпл - пластовое давление

буровых растворов не представляется возможным исключать отрицательное воздействие на

продуктивный пласт.
Кроме того, бурение на репрессии имеет и другие недостатки: образование глинистой корки на стенках скважины, обусловливающей нередко прихваты инструмента, сальникообразование и поршневание: снижение качества разобщения пластов; возможность поглощения бурового раствора; затяжки, прихваты под действием перепада давления; повышенный расход реагентов на приготовление и стабилизацию буровых растворов и др.

Рз ≈ Рпл
Более щадящий способ вскрытия продуктивного пласта
Позволяет сохранить естественные коллекторские свойства призабойной зоны пласта
Оптимальные пределы изменения забойных дифференциальных давлений, установленные по результатам исследований и промысловым данным
-3МПа ≤Рс≤+3МПа

продуктивных пластов
- Технологически сложно поддерживать равное давление

условиях депрессии на пласт, когда давление в скважине меньше

чем пластовое давление

< Рпл, вызывает приток пластового флюида в скважину, сохраняя

при этом естественные коллекторские свойства пород. Режим бурения на депрессии наиболее оптимален также для проведения геолого-геохимических исследований.

исходя из условия предупреждения разрушения продуктивного пласта по формуле:
ΔРдеп.

=0,15 (Pгop - Рпл),
где Ргор и Рпл. величина горного и пластового давлений, МПа.

30-50% ;
-Увеличить механическую скорость проходки на 50% и более;

-Улучшить экономические показатели за счет добычи углеводородов в процессе бурения;
- Снизить затраты, связанные с потерей циркуляции бурового раствора;
- Снизить вероятность прихватов и оставления оборудования в скважине;
- Сократить время работы бурового станка, необходимое на забуривание нового ствола из ранее пробуренной скважины.

труба»
Бурение скважин осуществляется по следующей схеме: скважина по обычной

технологии бурится до кровли продуктивного пласта, производятся каратажные работы, спускается и цементируется эксплуатационная колонна.
Производится замена устьевого оборудования на специальную обвязку, позволяющую производить работы по бурению, спуску-подьему инструмента под давлением.
Монтируется закрытая система циркуляции и наземное оборудование для промывки скважин нефтью.
Разбуривается технологическая оснастка эксплуатационной колонны, дальнейшее углубление скважины и вскрытие продуктивного пласта производится с промывкой нефтью, аэрированной азотом, при отрицательном давлении в системе скважина-пласт.
Поступающая из скважины нефть по манифольдной обвязке подается в сепаратор, где происходит разделение на фазы: нефть, газ, шлам.
Шлам оседает в отсеке-накопителе, газ отводится по факельной линии и сжигается.
Дегазированная нефть перекачивающими насосами подается на прием буровых насосов и затем через манифольд буровой установки – в скважину

очередь позволяет
- значительно повысить качество вскрытия

и сохранить естественные коллекторские свойства пласта, т.к. в качестве промывочной жидкости используется нефть, аэрированная азотом. Имеется возможность изменения степени аэрации, что позволяет регулировать плотность промывочной жидкости и выбрать оптимальные режимы создания необходимой депрессии при вскрытии продуктивного пласта.
- исключить воздействие на пласт бурового и цементного растворов, используемых при обычной технологии, а также воздействие избыточных давлений при бурении и креплении скважин.
- сократить проблемы, связанные со вскрытием продуктивных пластов с низким пластовым давлением.
- при незначительном увеличении стоимости буровых работ повысить дебит скважин в 3-4 раза.

находит применение принципиально новый способ бурения скважин, в основу

которого положен принцип совмещения процессов разрушения и гидроизоляции проницаемых пород от пересекающего их ствола скважин. Формирование в приствольной зоне 20-30 мм гидроизолирующего слоя с градиентом давления фильтрации жидкости: репрессии 0,4-0,7 МПа/м, депрессии 0,2-0,5 МПа/м приводит к существенному изменению гидравлических условий, как при первичном вскрытии продуктивных отложений, так и на всех последующих этапах заканчивания скважин.

кольматации. Восстановление природной изоляции пластов при пересечении продуктивных отложений

стволом скважины практически исключает процессы гидродинамического, физико-химического и химического взаимодействия в призабойной зоне нефтегазовых пластов с промывочной жидкостью при первичном вскрытии и с цементным раствором при цементировании.

естественных коллекторских свойств продуктивных пластов,
- предупреждает возникновение осложнений

при бурении, креплении и разобщение пластов при креплении скважины.
Это позволяет сохранить потенциальную продуктивность скважин особенно при заканчивании их в аномальных и сложных геологических условиях.
Область эффективного применения этого способа ограничивается прочностью горных пород (менее 20 МПа), отсутствием в растворе твердой глинистой фазы, высокой более 40 м/ч механической скоростью бурения.

свойств продуктивного пласта, гранулометрического состава и т.д. существуют различные

методы вскрытия.
Под методом вскрытия в основном понимают работы, производимые непосредственно в продуктивной залежи.

перекрывая вышележащие пласты, затем спускают обсадную колонну цементируют.
Интервалы

отбора пластового флюида перфорируют.
Конструкция скважины с перфорированным забоем нашла широкое применение в промысловой практике и составляет 90% от действующего фонда скважин.

возможность большого загрязнения пласта, поскольку в этом случае необходимо

учитывать коллекторские свойства всего ствола скважины.

колонну, цементируют, а затем долотом меньшего диаметра разбуривают оставшуюся

часть. Скважина с открытым забоем.

зависят от вышележащих пластов. Эта конструкция забоя позволяет избежать

отрицательного воздействия на продуктивную толщу цементного раствора и проводить операции по расширению ствола специальными техническими средствами.
Недостаток: данный метод применим, если продуктивная залежь сложена устойчивыми породами и насыщена только одной жидкостью; он не позволяет селиктивно эксплуатировать какой-то пропласток.
Скважина с такой конструкцией забоя считается гидравлически совершенной, фильтрационные сопротивления в которой связаны с одним фактором – искривлением и сгущением линии токов при движении пластовых флюидов из пласта к стволу скважины.
Из промыслового опыта известно, что большинство газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности эксплуатируется скважинами с открытым забоем.

колонну, цементируют, а затем долотом меньшего диаметра разбуривают оставшуюся

часть. Продуктивную залежь перекрывают фильтром

различных конструкций подвергаются коррозии, загрязнению и заиливанию.

породы ПЗП применяется конструкция забоя, когда обсадную колонну спускают

до кровли продуктивного пласта и цементируют, а забой скважины крепится хвостовиком-фильтром, который после цементирования перфорируется в намеченных интервалах.

свойства промывочной жидкости выбираются с учетом свойств продуктивной залежи;

допускают селективную эксплуатацию различных пропластков; быстрота и минимальные затраты при освоении.
Недостаток: некоторое усложнение конструкции скважин.

с щелевыми отверстиями. Цементаж производится до кровли по способу

манжетной заливки.

селективной эксплуатации пропластков.

до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем долотом меньшего

диаметра разбуривают продуктивный пласт и устанавливают фильтр-хвостовик на пакере.

за счет индивидуально подобранного бурового раствора
Недостатки: некоторое усложнение конструкции

скважин, невозможность селективной эксплуатации пропластков

пластов и этажом газонефтеносности, применяется комбинированная конструкция скважин. В

этих сложных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой бурение продуктивных отложений останавливают, не доходя до ВНР 50-70 м. Обсадную колонну (башмак) устанавливают на 70-100 м выше и цементируют, оставляя нижний интервал открытым забоем. По мере выработки этого интервала, эксплуатацию верхних осуществляют через перфорированную обсадную колонну.

забоя скважины
1) необходимо оценить мощность продуктивной залежи и

число проницаемых пропластков.
2) Выяснить характер насыщенности и ориентировочно выбрать метод вхождения. Так, если залежь представлена единым пластом, насыщенным одной жидкостью, то можно использовать все перечисленные методы. Если же несколько пластов и они перемеживаются, например нефтеносные с водоносными, либо в одном проницаемом пласте содержатся две или три жидкости для вхождения могут быть использованы только первый и четвертый методы.

забоя скважины
3) Если вскрытию подлежит залежь большой мощности, оценивается

возможность одновременного разбуривания всей мощности толщи без перекрытия верхней ее части промежуточной колонной.
В газовых залежах коэффициент аномальности существенно меняется по стволу – в кровле намного меньше чем в подошве.
При этом плотность промывочной жидкости должна быть больше коэффициента поглощения и больше или равна коэффициента аномальности.
Если это условие не выполняется, то верхняя часть залежи перекрывается, выбирается другой раствор и вскрывается нижняя часть.

забоя скважины
4. Оценивается характер изменения свойств по мощности продуктивной

залежи. Если проницаемость существенно не изменяется, можно применять все методы вхождения, но предпочтительнее второй, третий и пятый. Если же проницаемость по мощности существенно изменяется, то целесообразно использовать первый или четвертый методы, которые позволяют получать приток из любого участка.

забоя скважины
5. Оценивается устойчивость пород. Если породы устойчивы, то

можно применять второй метод (открытый забой). Если недостаточно устойчивы и возможен вынос песка, то целесообразно применять третий или пятый. В случае неустойчивых пород, пригодны в основном только первый и четвертый.
6) Учитывается соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной залежи и вышележащих горизонтах и оценивается возможная степень загрязнения пласта.
Окончательное решение должно приниматься с учетом экономического фактора.