ТА ОПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ НАФТОГАЗОНОСНИХ ГОРИЗОНТІВ

РОЗКРИТТЯ ГОРИЗОНТІВ

При розкритті продуктивних нафтогазоносних горизонтів, а та­кож перспективних у нафтогазоносному відношенні об'єктів у процесі бу­ріння пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин слід дуже ретельно враховувати пластовий тиск. Тому існує різний підхід до розкрит­тя продуктивних горизонтів з надгідростатичними пластовими тисками (НГПТ) і з пластовими тисками, меншими за гідростатичні (ПТМГ).

Розкриття продуктивних горизонтів з НГПТ. Перед розкриттям пласта з НГПТ свердловину для запобігання газо-, нафто- та водопроявів заповню­ють обважненою промивальною рідиною, густина якої має бути такою, щоб виконувалась умова перевищення тиску на вибої свердловини порів­няно з очікуваним пластовим тиском у горизонтах, що розкриваються. У зв'язку з цим часто статичний тиск стовпа промивальної рідини в свердло­вині наближається до тиску поглинання (тобто тиску гідророзриву або роз­криття природних тріщин) продуктивного горизонту. Під час буріння і особливо під час спуску бурового інструменту у свердловину за подібної ситуації промивальна рідина під дією високого гідродинамічного тиску, який там виникає, може проникнути по тріщинах та інших великих кана­лах у продуктивний пласт і сильно забруднити його. Завдання попере­дження забруднення продуктивних об'єктів з аномально високим пласто­вим тиском не менш важливе, ніж у разі розкриття пластів з низьким кое­фіцієнтом аномальності пластових тисків.

Основний спосіб вирішення завдання — підтримування у період роз-бурювання продуктивного горизонту мінімального позитивного диферен-ційного тиску.

Під час розбурювання продуктивного пласта у промивальну рідину завжди надходить пластова рідина. Основні чинники проникнення пласто­вої рідини (або газу) у свердловину в цей період такі:

• дифузія пластових флюїдів з рідиною, що в свердловині;

• гравітаційне заміщення легкої пластової рідини у великих порожни­
нах, розкритих свердловиною, важчою промивальною рідиною;

• перевищення вибійного тиску над пластовим за рахунок динамічного
тиску, що створюється насосами;

• тривала відсутність і циркуляція промивальної рідини в свердловині
в періоди ремонтних робіт обладнання, а також проведення спуско-підні-
мальних операцій бурового інструменту.

У загальному випадку вибійний тиск під час розкриття нафтогазонос­них пластів має бути достатньо високим (не менший за пластовий), оскіль­ки легка пластова речовина (насамперед газ) намагається пересуватися у важчій промивальній рідині догори.

Якщо устя свердловини відкрито, то у міру підіймання по її стовбуру із пластової рідини виділяються бульбашки розчиненого газу і їх об'єм посту­пово збільшується. Коли ж відстань до відкритого устя стає невеликою (декілька сотень метрів), розширення бульбашок газу відбувається дуже інтенсивно. Якщо вміст пластового газу у промивальній рідині незначний, виділення вільних бульбашок і розширення їх у міру наближення до устя не є небезпечним доти, доки зниження вибійного тиску зумовлене змен­шенням густини промивальної рідини і доки за допомогою засобів дегаза­ції, які є на буровій, вдається повністю видаляти газ і відновлювати вихід­ну густину промивальної рідини перед новим циклом циркуляції. Газуван­ня промивальної рідини, однак, стає небезпечним, якщо зменшення її гус­тини та зниження вибійного тиску істотні, тому що тоді може початися (або інтенсифікуватися) приплив рідини із пласта. Однією з ознак виник­нення такої небезпечної ситуації є збільшення рівня рідини у приймальних резервуарах насосів під час промивання внаслідок неповної її дегазації.

Часто у свердловинах проти продуктивного пласта в період відсутності промивання утворюються пачки газу. Якщо відновити промивання, пачка газу рухатиметься догори і збільшуватиметься в об'ємі. З наближенням до устя вона в результаті інтенсивного розширення виштовхне із свердловини розміщену вище порцію промивальної рідини; при цьому тиск на вибої стрімко знизиться. Таке явище називають викидом. Різке зниження тиску на вибої під час викиду часто призводить до інтенсивного припливу із пла­ста та аварійного фонтанування, якщо не вжити заходів щодо герметизації устя й створення достатнього тиску на пласт. Тому промивання у разі газу­вання промивальної рідини потрібно відновлювати тільки в умовах герме­тизованого устя свердловини.

Велику небезпеку становить надходження у промивальну рідину знач­ної кількості газованої нафти, оскільки вибійний тиск при цьому змен­шується не лише в результаті розширення бульбашок газу в міру набли­ження до устя свердловини, а й також унаслідок того, що густина нафти завжди менша за густину промивальної рідини.

Якщо устя свердловини закрито, то під час руху газованої пачки дого­ри по стовбуру можливе лише дуже обмежене розширення бульбашок газу в міру того, як у результаті водовіддачі у породі зменшуватиметься об'єм промивальної рідини. Втім це не означає, що у бульбашках газу зберігаєть­ся тиск, близький до пластового. Чим вище підіймається газована пачка, тим більшим стає надлишковий тиск на закритому усті, відповідно, біль­ший тиск передається промивальною рідиною на стінки свердловини і тим більшою стає небезпека розриву порід і поглинання. Зниження рівня ріди­ни у разі поглинання веде до зменшення протитиску на газоносний пласт та інтенсифікації припливу з нього.

За швидкого відкривання автоматичного запобіжного клапана облад-'А'й'йта, "ЩО герметизує устя свердловини, як і у разі відтоку рідини через

штуцери надземного герметизувального обладнання за значного надлишко­вого тиску на усті, у системі виникають коливання тиску (хвильовий про­цес), що негативно відбивається на роботі обладнання. Істотно зменшити амплітуду коливань можна, якщо у системі обв'язки противикидного об­ладнання устя використовувати штуцери з регульованою величиною площі прохідного каналу, а після таких штуцерів встановлювати спеціальні сепа­ратори підвищеного порівняно з атмосферним тиску і достатньо великого об'єму. Це дає змогу зменшити перепад тисків, який спрацьовує у штуцері, і здійснити первинну сепарацію газу із промивальної рідини.

Нині все ширше застосовують метод буріння, за яким підтримується рівновага між пластовим тиском в об'єкті, що розбурюється, і вибійним тиском. У разі підтримання практично нульового диференційного тиску іс­тотно підвищується швидкість буріння та зводиться до мінімуму забруднен­ня продуктивного пласта. Проте тоді у період розбурювання продуктивного пласта, особливо з високим коефіцієнтом аномальності, у свердловині по­близу устя із промивальної рідини може виділятися газ. Отже, устя сверд­ловини має бути постійно герметизованим.

Якщо забезпечити добру неперервну дегазацію промивальної рідини і не допускати в ній великої концентрації газу і нафти, можна досягнути, щоби надлишковий тиск протягом тривалого часу роботи долота на вибої практично був відсутній. Для цього під час кожного рейсу слід заповнюва­ти свердловину промивальною рідиною, густина якої обчислена з ураху­ванням її властивостей швидкості руху. Перед закінченням рейсу на період спуско-піднімальних операцій та інших робіт, при яких свердловину не промивають, її заповнюють важчою промивальною рідиною, яку зберіга­ють у запасних резервуарах, обв'язаних з буровими насосами. З віднов­ленням промивання для чергового рейсу обважнену рідину витісняють із свердловини у згадані резервуари і знову замінюють легшою. Щоб звести до мінімуму втрати кожної із рідин у результаті їх переміщування і забез­печити дотримання рівноваги тисків під час буріння, доцільно для конт­ролю густини рідини, яка виходить із свердловини, використовувати авто­матичний густиномір.

При розкритті пластів, в яких очікується НГПТ, устя свердловин обо­в'язково облаштовують противикидним обладнанням (див. підрозд. 10.3), — превенторами, що дає змогу дуже швидко герметизувати затрубний простір у свердловині (між бурильним інструментом і обсадною колоною). Завдяки превенторам у періоди особливої небезпеки, коли може бути аварійний ви­бух флюїдів з інтервалу, де є НГПТ,пласт має гідродинамічний зв'язок лише з буровими насосами, за допомогою яких можна збільшити тиск на пласт і, як прийнято говорити, затиснути ("задавити") на певний час НГПТу пласті.

Розкриття нафтових і газових горизонтів з ПТМГ.Якщо за таких умов використовувати для цього звичайні промивальні рідини, то є небезпека не лише глибокого проникнення у пласт фільтрату, а й поглинання в породи самої промивальної рідини під впливом великого тиску на вибої. Відомо багато випадків, коли із таких пластів, забруднених глинистим розчином, не вдавалося взагалі отримати аніякого припливу після його розкриття.

Загалом, якщо в продуктивному пласті очікується ГТТМГ, то катего­рично забороняється розкривати його із застосуванням обважненого гли­нистого розчину баритом, гематитом, магнетитом тощо. Це може призве­сти не лише до щільної глинізації привибійної зони пласта, а й до її бари-тизації, гематитизації (магнетитизації), після чого з пласта, який за даними ГДС та інших методів досліджень характеризується як явно продуктивний, неможливо заполучити припливу флюїдів після перфораційних робіт, а та­кож після торпедування вибою свердловини вибуховими речовинами.

Зменшити небезпеку забруднення та підвищити якість розкриття гори­зонтів з низькими пластовими тисками можна, якщо у процесі буріння підтримувати рівновагу між тиском у свердловині та пластовим тиском, а за дуже низьких коефіцієнтів аномальності пластового тиску в горизон­тах — навіть від'ємний диференційний тиск. Якщо коефіцієнт аномально­сті пластового тиску К_л= 0,9...1,0, то рівновагу тисків можна забезпечити навіть при використанні для промивання крапельних рідин (на вуглевод­невій основі). Якщо ж К_я < 0,9, для підтримання рівноваги тисків дово­диться використовувати аеровані промивальні рідини, піни або газ (по­вітря). При рівновазі тисків попереджується можливість надходження у пласт промивальної рідини та її фільтрату, але не виключається можливість всмоктування її водної основи під дією капілярних сил та осмотичного тиску. Звичайно, можливий ступінь зниження проникності для пластової рідини при цьому суттєво зменшується. І все ж його слід враховувати, і склад водної основи вибирати так, щоб негативний вплив зазначених фак­торів звести до мінімуму.

Підтримання рівноваги тисків можна забезпечити регулюванням об'­ємного витрачання рідкого дисперсійного середовища та ступеня його аера­ції (тобто відношення об'ємного витрачання повітря за нормальних умов до об'ємного витрачання рідкого середовища). Оскільки у процесі розбу-рювання продуктивного пласта у промивальну рідину надходять також вуг­леводневі гази, частково газування рідини відбувається безпосередньо у свердловині і це потрібно враховувати при регулюванні подачі повітря компресорами у лінію обв'язки устя свердловини.

Для підтримання рівноваги тисків застосовують піну — своєрідну аеро-вану рідину, в якій повітря знаходиться у вигляді великих бульбашок, що легко рухаються відносно рідинного середовища. Термодинамічно така система є дуже нестійкою. Навіть у разі короткочасної зупинки циркуляції вона швидко розпадається на окремі компоненти: повітря швидко руха­ється догори, а рідке середовище стає майже повністю дегазованим.

Своєрідність піни полягає, по-перше, в тому, що до її складу входять чотири або п'ять компонентів: повітря, вода, пінотворні ПАР, тверді час­тинки вибуреної породи, які часто стабілізують ПАР, що сприяє підви­щенню стійкості; промислові рідини, повітря (газ) у вигляді дрібних буль­башок, які рівномірно розподіляються в усьому об'ємі та розділені тонки­ми рідинними плівками. Полярні групи ПАР сильно гідратовані і утворю­ють на поверхні водяних прошарків своєрідний каркас, який надає піні стійкості, тобто здатності тривалого існування повітряних бульбашок у не­рухомому середовищі.

Оскільки стійкість піни значно вища за стійкість аерованої води, ре­альний вміст повітря (газу) у піні за однакового ступеня аерації більший. Тому тиск, який створюється піною на стінки свердловини, менший, ніж у разі промивання аерованою водою. На рис. 10.1 показано розподіл тисків по глибині свердловини під час промивки водою (крива /), аерованою во­дою за ступенем аерації 40 (крива 2) та піною з тим самим ступенем аера­ції при концентрації сульфанолу 0,1 % (крива 3). Витрачання рідкої фази в усіх випадках однакове. Зі збільшенням глибини різниця тисків, які ство­рюються потоком аерованої води і потоком піни за однакових ступеня аера­ції та витрачання дисперсійного середовища, підвищується. Ця різниця за інших рівних умов збільшується зі зменшенням витрачання дисперсійного середовища.

Оскільки піна має більшу стійкість і містить більшу кількість повітря, дегазація її складніша, ніж аерованої води або звичайного газованого гли­нистого розчину. Для руйнування піни та видалення газу потрібні високо­продуктивні дегазатори. Дегазації піни сприяє також дроселювання потоку в штуцері, який встановлюють на викиді із свердловини.

У процесі розбурювання продуктивних пластів з дуже низьким ко­ефіцієнтом аномальності пластових тисків, а також пластів з низькою про­никністю або насичених високов'язкою нафтою для видалення шламу із вибою можна успішно використовувати газоподібні агенти (газ, повітря). У цьому випадку внаслідок від'ємного диференційного тиску пласт зовсім не забруднюється, а у свердловину в процесі буріння надходить пластова рідина. Для запобігання утворення вибухонебезпечної суміші повітря з пластовими вуглеводнями у повітряний потік вводять водний розчин піно-творних ПАР. Устя свердловини герметизують відповідними превенторами.

На нафтових родовищах з аномально низьким пластовим тиском, по­ганими колекторними властивостями, високою в'язкістю нафти приплив

флюїдів у пласті до свердловини можна суттєво підвищити, якщо кратно збільшити поверхню фільтрації. Для цього із основного стовбура свердло­вини бурять декілька бічних стовбурів, спрямувавши їх нахилено або май­же горизонтально по продуктивному пласту. Довжина бічних стовбурів коливається від декількох десятків до декількох сотень метрів.

Згідно з розрахунками, дебіт свердловини, пробуреної в однорідному за колекторними властивостями пласті, може збільшуватись удвічі і вище, якщо сума довжин бічних стовбурів такого самого діаметра, як і основний, дорівнюватиме 10—20 % радіуса зони живлення. На рис. 10.2 показано за­лежність відносного дебіту багатовибійної свердловини від відносної дов­жини бічних стовбурів у продуктивному пласті. Під відносним дебітом ро­зуміють відношення дебіту багатовибійної свердловини до дебіту свердло­вини такого самого діаметра без бічних стовбурів. За відносну довжину при­йнято відношення суми довжин бічних стовбурів до радіуса зони живлен­ня. Здебільшого приріст дебіту буває навіть значно більшим.

Кількість бічних стовбурів залежить від конкретних умов тієї частини продуктивного пласта, в якій споруджується свердловина. Якщо продук­тивні пласти на родовищі не сильно виснажені попередньою експлуа­тацією, горизонтальні проекції бічних стовбурів розміщують звичайно так, щоб рівномірно дренувати зону живлення. Якщо ж родовище сильно ви­снажене або колекторні властивості дуже неоднорідні за товщиною та пло­щею, доводиться враховувати і відповідно регулювати довжину, кількість і профіль бічних стовбурів, спрямованих у той чи інший бік.

Слід зауважити, що через складність робіт з примусового викривлення бічних стовбурів, порівняно низьких швидкостей буріння, а також через те, що важко запобігти прориву сторонніх вод до продуктивного пласта, бага-товибійні свердловини споруджують переважно тоді, коли інші методи інтенсифікації припливу нафти є неефективними.