Глубокое бурение на нефть и газ

Испытание пластов в процессе бурения

При бурение разведочных скважин основная задача — это выявить все пласты, в которых содержится нефть или газ и установить промышленные запасы в каждом из них.

В некоторой степени эти задачи решаются методами промысловой геофизики.

Пласты, в которых промысловой геофизикой обнаружены нефть и газ, опробуют испытателями пластов (ИП). Окончательное заключение о наличии нефти и газа в том или ином пласте (объекте) дает только прямое опробование, для чего необходимо получить приток нефти или газа из пласта.

Смысл опробования заключается в изоляции данного объекта от всех остальных проницаемых объектов и от воздействия давления столба бурового раствора, создании достаточно большой разности между пластовым давлением данного объекта и давлением в скважине с целью получения притока, регистрации объемной скорости притока, и в отборе лабораторной пробы пластовой жидкости.

В процессе бурения объекты опробуют по мере их вскрытия, т.е. методом сверху вниз. После завершения бурения пласты (объекты) опробуют снизу вверх, т.е. вначале опробуют самый нижний объект, затем изолируют его цементным мостом и опробуют следующий ближайший к нему сверху объект. Переходя от нижнего объекта к верхнему, определяют продуктивность всех горизонтов.

Испытатель пластов (ИП) состоит из пакера с раздвижной металлической опорой, о пробе вате ля и пробоотборника, запорного и циркулярного клапанов, измерительных приборов (глубинные манометры и термометры).

Перед спуском ИП специально оборудуют устье скважины. Оборудование устья должно обеспечивать безопасность работ (герметизацию скважины н задавливание ее в случае избыточного давление).

Испытание скважины - чрезвычайно сложный процесс, требующий выполнения множества факторов технического, технологического я организационного порядка.

Опробование скважины с применением ИП применяется с 1940-х г.г. Метод достаточно разработан, экономически эффективен, применяется во всех нефтегазовых регионах в основном в разведочном бурении на нефть и газ.

Разработка месторождений

После вскрытия пласта и создания на забое скважины давления, меньшего чем в пласте, равновесие в нем нарушается, жидкость и газ начинают перемещаться к зоне с пониженным давлением, т.е. к забою скважины. Пластовая энергия расходуется на вытеснение жидкости (газа) из скважины, постепенно истощаясь.

Основная часть нефтяных залежей обладает водонапорным режимом, при котором нефть движется к скважине под действием пластовой воды. Режим работы нефтяного пласта бывает упруговодонапорным (упругим), когда движущей силой является упругое расширение породы и жидкостей; газонапорным, когда энергия свободного газа является основной.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мероприятий по извлечению из залежи нефти, газа или конденсата при определенном порядке размещения скважины на площади, очередности их бурения и вводе в эксплуатацию, установлении и поддержании режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Нефтяные и газовые месторождения состоят в основном из нескольких залежей или пластов, расположенных один над другим.

Каждый пласт (залежь, объект) испытывается и разрабатывается самостоятельно. Очередность ввода пласта в разработку определяется технико-экономическими расчетами.

В системе разработки каждой нефтяной залежи главными являются схема размещения на нефтегазовой площади эксплуатационных и нагнетательных скважин и их количество.

Расстояние между скважинами выбирают в зависимости от геолого-технических условий залежи (проницаемости, свойств нефти и т.д.) и экономических расчетов.

Система разработки каждого месторождения обычно бывает разной, как по сетке размещения скважин, по темпу разбуривания площади, по темпу отбора жидкости.

Разработка газового месторождения отличается от разработки нефтяного, т.к. физические свойства газа отличаются от нефти.

Нефть перед реализацией обычно хранят в емкостях. Газ, извлеченный на поверхность, необходимо направлять потребителям. Поэтому основная особенность разработки газовых месторождений - это непрерывная система "пласт - скважина - газосборная сеть"; на промысле - "газопровод -потребитель".

На выбор числа скважин на месторождении влияет диаметр скважины. При большем диаметре дебит больше, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Вместе с тем, чем больше диаметр скважины, тем сложнее процесс ее бурения. Поэтому диаметр скважины определяется расчетами.

В процессе разработки месторождений пластовая энергия истощается, пластовое давление постепенно снижается.

Современный этап развития промышленности в России характеризуется значительным изменением структуры запасов нефти, снижением объемов их текущего прироста. За последние 15 лет запасы нефти в пластах со степенью выработки свыше 50% возросли в 1,5 раза, а более 80% в 4 раза. Для повышения нефтеотдачи пластов и поддержания пластового давления применяют заводнение, т.е. закачку воды в законтурные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, которые размещаются за внешним контуром нефтегазоносности. В этом случае эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтегазоносной залежи.

Если площадь залежи большая, то создают внутриконтурное заводнение. В этом случае нефтегазовую залежь расчленяют на отдельные площади путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура. В ряде случаев применяют комбинацию законтурного и внутриконтурного заводнения. Заводнение - основной метод" разработки месторождений в России. Повышение нефтеотдачи пласта при режиме истощения достигается также закачкой в пласты газа (воздуха).

Рис. 5.5. Схема законтурного (I) и внутриконтурного (II) заводнений в профиле и в плане. Светлые кружки - нагнетательные скважины, черные - эксплуатационные скважины

Третичные методы увеличения нефтеотдачи пласта (МУН) определяются как методы, обеспечивающие повышение нефтеотдачи по сравнению с той, которая достигается при режиме истощения, заводнения или закачки газа.

Применение МУН позволяет повысить степень извлечения нефти, снизить темпы падения добычи и, как следствие, - продлить эксплуатацию месторождения. Третичные методы могут успешно реализовываться в ограниченный период времени разработки месторождений, характерный для каждого отдельно взятого месторождения.

В настоящее время с целью увеличения добычи нефти применяется около 20 различных методов. Это - гидродинамические, физико-химические, тепловые, газовые.

Для каждого нефтегазового месторождения требуется своя технология по методам увеличения нефтеотдачи пластов.

Газовые методы - это закачка газа в пласт. Применяют на месторождениях легкой нефти, где добываются большие объемы газа или когда в добываемом газе содержатся нежелательные компоненты ( и др.) или когда в районе добычи нет возможности сбыта или обработки газа.

Вследствие высокой подвижности и низкой плотности газа часто при его закачке возникают прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым каналам. На морских добывающих платформах пропускная способность установок по сепарации и обработке газа ограничена, поэтому избыточная добыча газа приводит к закрытию скважин с высоким газовым фактором.

Перспективной является закачка пен, что может резко уменьшить подвижность газа. Пены используют для обработки как нагнетательных так н добывающих скважин. Цель закачки пен (ПАВ) заключается в уменьшении газового фактора и увеличение добычи нефти.

Химические методы повышения нефтеотдачи пластов: заводнение с использованием ПАВ, полимерное заводнение, щелочное заводнение, сочетание этих видов.

ПАВ являются химическими реагентами, которые обеспечивают "вымывание" нефти из горных пород.

Тепловые методы добычи нефти применяют обычно на месторождениях, с высоковязкой нефтью с самого начала разработки месторождения. Целью тепловых методов является прогрев тяжелой нефти в пласте и уменьшение ее вязкости. К числу основных тепловых методов относятся закачка пара и внутри пластовое горение.

Для повышения продуктивности скважин в малопроницаемых коллекторах традиционно важную роль играют следующие методы интенсификации притока:

• гидравлический разрыв пласта (ГРП);
• кислотные обработки;
• пескоструйная перфорация и другие методы.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) разработан в России более 40 лет назад. Его принцип действия заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое. Для этого на забой скважины закачивается жидкость. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, увеличивают площадь, с которой отбирают нефть. Трещины после ГРП бывают длиной до нескольких десятков метров, шириной 1-2 мм. После ГРП производительность скважин по некоторым опенкам возрастает в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих этапов: 1) закачка жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости - песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Солянокислотная обработка скважины (СКО) основана на способности кислот растворять некоторые виды горных пород. СКО очищает норовые каналы. Для СКО применяют соляную (НС1) и фтористоводородную (HF) кислоты.

Гидропескоструйная перфорация скважины применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия на пласт. Метод состоит в том, что из насадок перфоратора, спущенного в скважину, под большим давлением истекает абразивная струя жидкости. За короткое время эта струя с песком образует отверстие или полость в обсадной колонне или щель в породе пласта. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне НКТ с помощью насосов (обычно агрегатов), установленных у устья скважины.

Разрыв пласта давлением пороховых газов основан на образовании в горной породе трещин за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. При этом образуются новые или расширяются естественные трещины. Этот метод применяется там, где продуктивные пласты сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

К нетрадиционным методам МУН относится электрообработка призабойной зоны, испытанная на месторождениях России и Китая с целью увеличения коэффициента извлечения нефти из малопроницаемых коллекторов. Метод основан на установлении электрического поля между нагнетательными и добывающими скважинами. Метод вызывает разбухание глин и увеличивает скорость фильтрации.

Для оценки эффективности вариантов повышения нефтеотдачи пластов и скважин применяются программы оценки МУН на основе проверенных аналитических решений.

Ученые подсчитали, что если бы удалось на всех промыслах России повысить коэффициент нефтеотдачи на 1%, то это было бы равно открытию и вводу в эксплуатацию нового крупного месторождения с годовой добычей около 4,0 млн. тонн нефти.