5.3. Освоение скважин

Условие вызова притока

Скважины осваивают после бурения, перфорации или ре­монта. При бурении и перфорации скважина заполнена буро­вым раствором.

По техническим правилам ведения буровых ра­бот в России гидростатическое давление столба бурового рас­твора должно составлять 10—15% от пластового давления при глубине скважины не более 1200 м и 5% —при больших глуби­нах. При перфорации репрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления. Для проведения ремон­та ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат).

Глушение скважины жидкостью проводят для предотвраще­ния открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при сня­тии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, что­бы жидкость глушения не снижала проницаемости призабой-ной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудование, не была ток­сичной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плот­ность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применя­ют техническую воду, обработанную поверхностно-активными веществами, пластовую воду (плотность до 1120—1190 кг/м³), водный раствор хлористого натрия (до 1160 кг/м³) или кальция (до 1382 кг/м³), глинистый раствор (до 1700 кг/м³). Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницае­мых пластах применяют буферные жидкости (объемом около 1 м³), в качестве которых используют водные растворы карбок-силметилцеллюлозы (КМЦ) и вязкоупругую смесь (ВУС), разработанную ВНИИнефтью.

Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении обеспечивается применением гидрофобно-эмульсионных раство­ров, стабилизированных дегидратированными полиамидами (ЭС-2) и содержащих при необходимости утяжелители (барит, гематит и др.). Таким образом, перед вызовом притока давле­ние на забое скважины больше или равно пластовому дав­лению.

Для вызова притока необходимо выполнение условия

р₃ < р_ПЛ (2)

т.е. создание депрессии давления на пласт Δр = р_ПЛ — р₃,

где р_ПЛ — пластовое давление; р₃— забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова при­тока можно записать:

gh < p_ПЛ, (3)

где h — высота столба жидкости в скважине;

 — плотность жидкости;

g — ускорение свободного падения.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо р, посколь­ку пластовое давление остается неизменным в процессе освое­ния данной скважины.

Методы вызова притока

Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с ее назначением, способом эксплуатации и методом вызова прито­ка. Выбор метода вызова притока зависит от назначения сква­жины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким пластовым давлением, обычно не вызывает затрудне­ний. В данном случае можно создать большую депрессию давле­ния и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны от грязи за счет большой скорости движения жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возмож­ны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разру­шению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колонны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину. Поэтому такие скважины сле­дует пускать в работу плавно с медленным снижением забой­ного давления на небольшую величину.

В промысловой практике нашли применение следующие три основные метода вызова притока (пуска в работу): замена жидкости, аэрация и продавка.

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плот­ностью— буровой раствор с меньшей плотностью — вода — нефть — газоконденсат. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрес-совывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка); из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивают посредством либо цементировочного аг­регата типа ЦА-320 М, либо насосной установки типа УН 1 = 630 X 700 А (прежний шифр 4АН-700).

Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществля­ется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вво­дят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300—400 кг/м³. Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания пузырьков газа должна быть не менее 0,8—1 м/с. Газ вводят с помощью аэратора типа «перфорированная труба в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан, предупреждаю­щий поступление газа в обратном направлении и затем жидко­сти в компрессор.

Можно использовать газ из газовых скважин (газопрово­дов), воздух от передвижного компрессора и газообразный азот от автомобильной газификационной установки АГУ-6000-500/200 (АГУ-8К).

Наибольшее применение для освоения скважин нашла комп­рессорная передвижная установка УКП-80. Однако малые ее давление нагнетания (8 МПа) и подача (8 м³/мин при нор­мальных условиях) обусловили разработку более мощных уста­новок. Передвижная компрессорная станция СД-9/101 обеспе­чивает подачу 9 м³/мин и рабочее давление 10 МПа. Дизель-компрессорные станции ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200Тп и ДКС-3,5/ /400 Б и компрессорный агрегат АК-7/200 представляют собой автономные установки. Их подача составляет 7 или 3,5 м³/мин и рабочее давление — 20 или 40 МПа, масса — от 2,9 до 17 т.

Эти станции и агрегат транспортируют автомобилями, тягача­ми или вертолетами на внешней подвеске. Они предназначены для освоения глубоких скважин в условиях нефтепромыслов Западной Сибири. Внедряются компрессорные станции СД-12/250 (на шасси высокопроходимого автомобиля) и НЭ-12/250 (на салазках), которые развивают давление нагне­тания 24,5 МПа при максимальной подаче 0,2 м³/с.

Более эффективно применение пенных систем при освоении скважин и других технологических процессах. Пенные системы в отличие от аэрированных жидкостей придают процессу вызова притока плавность и устойчивость. Для получения пенной системы в жидкость, подвергаемую аэрированию, предварительно вводят пенообразующее поверхностно-активное вещество (ОП-10, Диоолван, сульфонол, лигнопласт и др.) и стабилиза­тор из высокомолекулярных соединений (карбоксилметилцел-люлоза, полиакрил амид).

Для предупреждения образования в скважине взрывоопас­ных газовоздушных смесей при освоении и в других технологи­ческих процессах используют азот.

В автомобильной газификационной установке АГУ-6000г500/200. азот транспортируют к месту потребления в сосуде Дюара («термос»), и в жидком виде закачивают насосом в испаритель. Там он газифицируется и поступает в трубопровод при рабочем давлении нагнетания 22 МПа. Расход газообразного азота, составляет 6м³/мин (при нормальных условиях). С учетом потерь от испарения и остат­ка в сосуде одна установка вырабатывает 3500 м³ газообразного азота. Питание установки осуществляется от сети напря­жением 220 В или передвижной; электростанции мощностью 200 кВт.

Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом осуществ­ляется аналогично пуску газлифтцых скважин- (см. раздел 10.2). Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной или газификационной установки. Этот метод пуска скважин называют еще газлифтным или компрессорным В процессе пуска скважин быстро создается депрессия, поэтому данный метод не применим при наличии рыхлых и неустойчи­вых коллекторов, подошвенной воды, верхнего газа.

Иногда еще применяют методы свабирования (поршневания) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми ман­жетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном).

Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки (см..раздел 10:2). Насосные скважины перед освоением промы­вают водой (или лучше нефтью) и осваивают насосом, исполь-. зуемым при эксплуатации.

Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин

Приток в скважину при условии (3) начнется в том слу­чае, если скважина имеет гидравлическую связь с нефтегазоводоносным пластом. Нередко вследствие рассмотренных ранее причин (см. раздел 5.1) призабойная зона пласта закупорена загрязнена) в такой степени, что приток происходит только из отдельных интервалов пласта, либо вообще отсутствует. Поэто­му при освоении скважины перед вызовом притока для обеспе­чения ее продуктивности, соответствующей естественной про­ницаемости и нефтегазонасыщенной толщине пласта, необходи­мо воздействие на призабойную зону.

Методы воздействия на призабойную зону рассматриваются далее. Отметим только, что нагнетательные скважины также сначала осваивают на при­ток и только после достаточной очистки призабойной зоны от загрязнений приступают к закачке в них воды или других вы­тесняющих нефть агентов. Ствол нагнетательной скважины очи­щают интенсивными промывками водой с расходом 1200— 1500 м³/сут в течение 1—3 сут до минимального и стабильного содержания взвешенных частиц. Воду для промывки закачивают насосными агрегатами из водовода системы поддержания плас­тового давления или по закольцованной (замкнутой) схеме с отстоем.

Затем осуществляют интенсивный дренаж (отбор из пласта) для очистки призабойной зоны. Дренаж может осуще­ствляться самоизливом или методами вызова притока (газлифтным, насосным, свабированием). При самоизливе дебит воды должен быть больше нескольких кубометров в сутки.

Целесообразно осуществлять кратковременные (по 6—15 мин) периодические изливы до стабилизации содержания взвешанных частиц. Это в 4—6 раз сокращает расход воды. Воду следует сливать в емкости или земляные амбары. Не допускается слив воды в водоемы. Газовые скважины очищают от грязи продув­кой в атмосферу.

Эффективная очистка призабойной зоны происходит при со­здании высоких мгновенных депрессий на пласт. Импульс по­нижения давления по методу имплозии раньше создавали раз­рушением стеклянного баллона на забое. Мгновенные высокие депрессии можно создавать путем сообщения опорожненной ча­сти ствола скважины (НКТ) с пластом. Для создания много­кратных высоких депрессий на пласт разработаны специаль­ные устройства, основанные на использовании струйного насо­са или периодического опорожнения труб.

Принцип работы устройства для обработки скважин основан на передаче ки­нетической энергии от рабочей жидкости к пластовой — эжектируемой. Рабочая жидкость (вода, водный раствор хлористого натрия или кальция) прокачивается насосными агрегатами под высоким давлением по НКТ через устройство, а смесь рабочей и пластовой жидкостей выходит по затрубному пространству, отделенному от пласта пакером.

В результате под пакером сни­жается давление (создается депрессия). После прекращения подачи рабочей жидкости давление на пласт восстанавливается. За одну обработку создают 20—30 циклов при продолжитель­ности воздействия в каждом из них 5—10 мин. В результате циклического воздействия на пласт в режиме «депрессия — вос­становление забойного давления» происходит очистка призабойной зоны.

Эта технология широко применяется на месторождениях Западной Сибири для вызова притока, очистки призабойной зо­ны, а также для удаления продуктов реакции после кислотной обработки.