Відкрити головне меню

Розкриття продуктивного пласта (рос. вскрытие [продуктивного] пласта; англ. tailing-in, drilling-in of a payout bed; нім. Abbohren n der [produktiven] Schicht) – у нафтогазовидобуванні – комплекс робіт, який забезпечує гідрогазодинамічний зв’язок свердловини з продуктивним (нафтовим, газовим) пластом.

Загальна характеристикаРедагувати

Виділяють Р.п.п. бурінням і перфорацією. Передбачає технологічні процеси входження стовбура свердловини в нафтогазопродуктивний пласт (первинне розкриття, розкриття бурінням) і забезпечення гідродинамічного сполучення стовбура свердловини, обсадженого зацементованою колоною обсадних труб (експлуатаційною колоною) з пластом за допомогою перфорації (вторинне розкриття, розкриття перфорацією). Продуктивний пласт можна розкрити бурінням або разом з вищезалеглими пластами, або після буріння і кріплення стовбура свердловини до його покрівлі. В обох випадках вибій свердловини може бути відкритим (не обсадженим колоною труб) стовбуром, фільтром чи перфорованою колоною. Перфорація колон здійснюється після обсадження стовбура свердловини обсадними трубами, подальшого цементування їх (реалізована в понад 90% свердловин усього фонду). Розрізняють стріляючу (кулеву, кумулятивну, торпедну) та гідропіскоструминну (інакше абразивну) перфорації, а також безперфораторні (свердлильні) способи розкриття продуктивного пласта.

Розкриття [продуктивного] пласта [бурінням]Редагувати

Розкриття [продуктивного] пласта бурінням – буріння стовбура свердловини в інтервалі запланованого для розробки продуктивного (нафтового, газового) пласта. Спосіб розкриття продуктивного об’єкта вибирають у залежності від його геологічної характеристики, пластового тиску, вибійної температури, кінцевого діаметра колони, виду і характеру пластового флюїду.

Розкриття продуктивних пластів з розмитою покрівлею, з літолого-фаціальними характеристиками і будовою, які різко змінюються, та з метою зменшення тривалості контакту промивної рідини з продуктивними породами, здійснюється ступінчастим методом, тобто первісне розкриття проводиться пілотним стовбуром мінімально можливого діаметра.

Після проведення у свердловині комплексу промислово-геофізичних досліджень з уточнення місцезнаходження покрівлі, будови пласта і приймають рішення щодо конструкції вибою. Зокрема при відкритому вибої пілотний стовбур свердловини розширюють, опускають обсадну колону до покрівлі, а відтак розширюють пілотний стовбур в інтервалі продуктивного пласта до проектного діаметра.

Продуктивні пласти з низькими пластовими тисками і проникністю доцільно розкривати при герметизованому гирлі з використанням аерованих рідин, газоподібних аґентів, пінних систем, а також з використанням спеціальних рідин. Якщо коефіцієнт аномалії пластового тиску знаходиться в діапазоні 0,9 < kа < 1,0, то забезпечити необхідне зниження тиску стовпа рідини можна застосуванням рідин на вуглеводневій основі. При коефіцієнті аномалії kа < 0,9 необхідно використовувати аеровані промивні рідини, піну чи газоподібні аґенти.

У нафтогазопромисловій практиці для розкриття продуктивних пластів найбільш широко використовуються: вода, оброблена ПАР; глинисті розчини, оброблені ПАР (у залежності від конкретних геолого-фізичних умов вони можуть бути термостійкими, хлоркальцієвими, емульсійними тощо); безглинисті рідини (крейдові, полімерні); безводні рідини (нафта, дизельне пальне, різні суміші мазутів з низкою густиною); інертні емульсійні розчини; вапнисто-бітумні розчини; суміш дизельного пального, окисненого бітуму та вапна (може бути оброблена ПАР – сульфанолом у кількості 1-3% від загального об’єму, у випадку необхідності вводиться барит); гідрофобні емульсійні розчини (суміші дизельного пального, бітумного порошку, меленого негашеного вапна з водою у співвідношенні 1: 1 чи 1: 1,5, де дисперсійним середовищем є вуглеводневий компонент, дисперсною фазою – вода).

Розкриття [продуктивного] пласта перфорацієюРедагувати

Розкриття [продуктивного] пласта перфорацією – створення отворів у експлуатаційній колоні і цементному камені з допомогою перфоратора. Найбільше поширення набули кумулятивні перфоратори, які створюють отвори в обсадній трубі, цементному кільці і породі сфокусованими струменями газів, що виникають під час вибуху кумулятивних зарядів. Кумулятивні перфоратори опускають у нафтову чи газову свердловину в заданий інтервал на кабелі чи на насосно-компресорних трубах (НКТ). Перфоратори підривають з допомогою детонувального шнура, з’єднаного із запалювальною головкою.

Використовуються перфоратори таких типів.

1. Корпусні перфоратори – кумулятивні заряди і засоби вибухання ізольовані від зовнішнього середовища, знаходяться всередині сталевого корпуса, який після вибуху витягують на поверхню: ПК – перфоратор багаторазового використання; має товстостінний сталевий корпус з отворами, що розташовані навпроти зарядів (розрахований на 30–40 вибухів); ПКО – перфоратор одноразового використання з тонкостінним корпусом у вигляді труби; ПНК – перфоратор, який приводиться в дію тиском рідини; опускається у свердловину на колоні НКТ.

2. Безкорпусні перфоратори: ПКС – стрічковий кумулятивний перфоратор із зарядами у скляних оболонках, які монтуються в гніздах металевих стрічок, що руйнуються під час вибуху; КПРВ – кумулятивний перфоратор, що руйнується; має заряди в алюмінієвих оболонках, які з допомогою обойм зібрані в довгі гірлянди (видовжений). Після вибуху на вибій свердловини осідають уламки (12 кг на 100 зарядів), які розчиняються в 25-35%-ному розчині каустичної соди; ПР – перфоратор, що руйнується; може опускатися у свердловину всередині колони НКТ, коли розкриття пласта здійснюють з депресією тиску.

3. Кульові перфоратори залпової дії типу ПВП-90Т; ПВТ-73; ПВК-70.

4. Гідропіскоструминні перфоратори, які являють собою товстостінну трубу з розташованими на боковій поверхні насадками. Перфоратор опускають в інтервал перфорації, здійснюють промивання, потім скидають кулю, яка перекриває отвір у башмаку перфоратора, а рідина спрямовується в насадки, з яких витікає зі швидкістю 130–200 м/с.

У рідину-пісконосій уводять кварцовий пісок. Витікаючи з насадок, високошвидкісні струмені пробивають отвори в обсадній трубі, цементному кільці і гірській породі. В залежності від глибини свердловини, діаметра коноїдальних насадок і швидкості витікання струменя глибина перфораційних каналів, які мають грушеподібну форму, може сягати 200–500 мм. Пересовуючи перфоратор з певною швидкістю у свердловині чи обертаючи його, можна одержати канали у вигляді вертикальної чи горизонтальної щілини необхідної довжини.

Періоди розробкиРедагувати

Період розробки безводний – частина періоду (тривалість часу від початку розробки), коли із покладу (експлуатаційного об’єкта) під час витіснення нафти (газу) із пластів водою одержується продукція практично без води.

Період розробки основний – період, протягом якого видобувається основна частина видобувних запасів корисної копалини. Наприклад, при нафтовидобуванні П.р.о. включає першу, другу і третю стадії розробки нафтового експлуатаційного об’єкта, протягом якого відбирається основна частина видобувних запасів нафти (80-90%) за порівняно високих середніх темпів відбирання нафти.

Період розробки пізній – третя і четверта стадії розробки нафтового експлуатаційного об’єкта, яка характеризується падінням видобутку нафти (газу).

Випробування перспективних горизонтівРедагувати

Одним з найважливіших завдань при бурінні на мало вивчених площах є виявлення горизонтів, в яких вміщується нафта чи газ, та оцінка промислових запасів вуглеводнів у них. У значній мірі задача вивчення нафтогазоносних горизонтів вирішується проведенням геофізичних досліджень. Проте кінцевий висновок про можливість одержання припливу нафти або газу і промислової цінності покладу можна зробити лише на основі випробовування об’єкта.

До задач випробування перспективних горизонтів належить:

1. одержання припливу пластового флюїду з даного об’єкта;

2. відбір проби флюїду для проведення лабораторного аналізу;

3. вимірювання початкового пластового тиску;

4. оцінка колекторських властивостей пласта;

5. оцінка ступеня забрудненості пристовбурової зони пласта;

6. оцінка продуктивності об'єкта;

7. оцінка можливих запасів вуглеводнів.

Суть випробування полягає в:

1. ізоляції перспективного об'єкта від всіх інших проникних горизонтів і від впливу тиску стовпа промивальної рідини, якою заповнена свердловина;

2. створенні достатньо великої різниці між пластовим тиском у даному об'єкті і тиском у свердловині з метою одержання припливу пластового флюїду;

3. вимірюванні об'ємної швидкості припливу і характеру зміни тиску в свердловині проти даного об'єкту протягом всього періоду випробування;

4. відборі достатньої кількості проби пластового флюїду для його дослідження.

Конкретний об'єм задач, які ставляться при випробуванні того чи іншого горизонту, залежить від призначення свердловини, перспективності об'єкта, способу випробування, стійкості порід у незакріпленій частині стовбура, складу та властивостей обладнання і апаратури, що є на озброєнні підприємства, кваліфікації інженерного персоналу та інших факторів.

Існує два способи випробування:

1. у процесі буріння, безпосередньо після розкриття перспективного горизонту – спосіб “зверху-вниз”;

2. після закінчення буріння і кріплення свердловини – спосіб “знизу-вверх”.

Випробування в процесі буріння є найефективнішим, оскільки дозволяє одержати найвірогіднішу початкову інформацію про даний пласт, поки пристовбурова зона об'єкта ще суттєво не забруднена, а також зменшити вартість свердловини завдяки тому, що:

а) якщо випробувані об’єкти є непродуктивні, то відпадає необхідність спуску і цементування обсадної колони для їх розмежування;

б) якщо непродуктивною є частина об’єктів, то відпадає необхідність їх детального випробування після кріплення свердловини і перфорації обсадної колони, а також встановлення ізоляційних мостів на період випробування.

До випробування пластів після закінчення буріння свердловини і спуску обсадної колони вдаються у випадках:

а) якщо породи надто нестійкі і ефективне випробування в процесі буріння неможливе із-за небезпеки прихоплювання випробувача або ненадійності розмежування даного об'єкта від інших проникних об’єктів і вливу тиску стовпа промивальної рідини в свердловині;

б) якщо апаратура непридатна для випробування даного об'єкта, наприклад, внаслідок надмірно високої пластової температури.

Для випробування об'єктів використовують спеціальні апарати, які можна розділити на три групи:

1. апарати, які спускаються в свердловину на каротажному кабелі;

2. апарати, які спускаються в свердловину з допомогою бурильних труб – пластовипробувачі;

3. апарати, які спускають всередину колони бурильних труб безпосередньо перед початком випробування об'єкта.

Апарати першої і третьої груп доцільно використовувати як оперативні засоби для одержання первинної інформації про вміст флюїду в тому чи іншому об’єкті. Пластовипробувачі, як правило, використовують на об’єктах, наявність нафти або газу в яких підтверджено даними оперативних методів і промислової геофізики. Їх також доцільно застосовувати тоді, коли немає впевненості в достовірності даних промислової геофізики і оперативних способів випробування.

Див. такожРедагувати

ЛітератураРедагувати

  • Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Східний видавничий дім, 2004—2013.
  • Білецький В. С. Основи нафтогазової інженерії [Текст]: підручник для студентів вищих навчальних закладів. / Білецький В. С., Орловський В. М., Вітрик В. Г. - Львів: «Новий Світ- 2000», 2019 – 416 с.