Вскрытие и опробование нефтяных горизонтов

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по нескольким причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование. Попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым, перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонныв интервале пласта перфораторами. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин:

1) Пулевая перфорация

Пулевая перфорация скважин заключается в спуске в скважину на кабель-канате специальных устройств - перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне иих расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов.

2) Торпедная перфорация

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда и в перфораторе применены горизонтальные стволы.

3) Кумулятивная перфорация

Кумулятивная перфорация - образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора зарядов со скоростью 6...8 км/с под давлением 20…30 ГПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным - до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда - до 50 г.

4) Гидропескоструйная перфорация

При использовании гидропескоструйной перфорации происходит образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано-жидкостной смесью, истекающей со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел под давлением 15...30 МПа.

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта и оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Приток может вызываться методом замены в стволе скважины жидкости большей плотности жидкостью меньшей плотности. При этом давление, оказываемое столбом жидкости на пласт, уменьшается, и тем самым вызывается приток нефти из скважины. Этот способ прост и экономичен, но эффективен при слабой засорённости пласта.

Если замещение раствора водой не приносит результатов, то приток вызывают с помощью компрессора. В ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости от башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин. В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола. С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух при движении по трубному пространству попадает в КЗП и начинает поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Приток может вызываться также методом свабирования. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление значительную величину.

Когда в скважину ещё не спущены НКТ, то приток может вызываться методом имплозии. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким образом, пониженное давление на пласт. Подобный эффект может быть достигнут, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта. Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.