Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 [ 128 ] 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

11. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Конечная цель бурения скважин - получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

11.1. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА [29]

1. Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гид-рофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4. Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

5. Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть.

6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

7. Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

11.2. КОЭФФИЦИЕНТ РЕЗЕРВА ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА

Для удобства дальнейших расчетов введем некоторые термины, используемые в физике нефтегазового пласта.

Гидростатическое давление рст - давление столба жидкости высотою от рассматриваемого сечения скважины до устья скважины:

Ргст = ржд2, (11.1)

где ргст - гидростатическое давление, Па; рж - плотность промхвочной жидкости, кг/м3; q - ускорение свободного падения, 9,8 м/с2; Z - расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Для практических расчетов пользуются упрощенной фор- мулой

Ргст = 0,01ржZ, (11.2)

где ргст - гидростатическое давление, МПа; рж - плотность промывочной жидкости, кг/м3; Z - расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Пластовое давление рпл - давление, под которым жидкость содержится в порах проницаемой горной породы.

Коэффициент аномальности пластового давления ка - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды (рж = рв = 1) высотою от рассматриваемого сечения до устья скважины:

ка = Р/0,01Z. (11.3)

Пластовое давление считают нормальным, если ка = 1. Если ка > 1, то пластовое давление считают повышенным или аномально высоким; при ка < 1 - пониженным или аномально низким.

Индекс давления поглощения кп - отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к статическому давлению столба пресной воды высотою от рассматриваемого сечения поглощения до устья скважины:

кп = Рп/Zп, (11.4)

где рп - давление поглощения пласта, МПа; Zп - расстояние от поверхности до рассматриваемого сечения, м.

Относительная плотность промывочной жидкости ро - отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды:

Ро = Рж/рв, (11.5)

где рж - плотность промывочной жидкости, кг/м3; рв - плотность пресной воды, кг/м3.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

ка < Ро < кп, (11.6)

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле

Ро = крка, (11.7)

где кр - коэффициент резерва, значения которого приведены ниже. Рекомендуемые коэффициенты резерва

Глубина скважины, м........................................... 0-1200 1200-2500 >2500

Дифференциальное давление пласта, МПа 1,5 2,5 3,5

Допустимое значение кр...................................... 1,1-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07

11.3. МЕТОДЫ ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНУЮ ТОЛЩУ

Метод вхождения - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи. В практике бурения применяют следующие методы (рис.

11.1).

Метод 1 (рис. 11.1, а). Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Метод 2 (рис. 11.1, б). Отличается от первого тем, что после разбу-ривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют