36. Особенности освоения нагнетательных скважин.

Освоение скважины — комплекс технологических и организаци­онных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.

Вызов притока —технологический процесс снижения противо­давления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрес­сии на пласт и создания депрессии, под действием которой начина­ется течение флюида из пласта в скважину.

Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстаноапение или улучше­ние фильтрационных характеристик призабойной зоны для получе­ния соответствующего дебита или приемистости.

Под действием этой репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен разными техническими средствами; при этом возможны следующие последовательно реализуемые вариан­ты изменения забойного давления:

1. Рост забойного давления до максимальной величины Р— первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.

2. Снижение забойного давления до величины пластового давления (P_пл= Р_гл) — вторая фаза вызова притока, при кото­рой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.

3. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии — третья фаза вызова притока:

(2-3)

Таким образом, первая и вторая фазы — фазы поглощения, а третья — фаза притока; физические основы вызова притока и ос­воения скважины заключаются в исследовании степени и характе­ра изменения противодавления на пласт, что связано с необходи­мостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологи­ческих процессов вызова притока и освоения.

Известно несколько методов и много способов вызова притока и освоения; выбор того или иного из них зависит от ряда критери­ев, основные из которых представлены ниже.

2.2. КРИТЕРИИ ВЫБОРА МЕТОДА ВЫЗОВА ПРИТОКА

Так как возможности и техническая реализация известных мето­дов вызова притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для конкретных условий зависит от следующих критериев:

1. Величина пластового давления:

— с нормальным пластовым давлением (давление равно гидроста­тическому, вычисленному при плотности ваты р = 1000 кг/м-¹)

Можно дать следующую классификацию методов вызова при­тока и освоения скважин:

1. Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глу­шения).

2. Метод понижения уровня.

3. Метод «мгновенной» депрессии.

А. Общая характеристика и условия эффективного применения

Обшая характеристика методов вызова притока и освоения сво­дится к рассмотрению изменения забойного давления в функции времени, а условия эффективного применения определяются сово­купностью параметров, отражающих геологические, технологичес­кие, технические и организационные факторы с учетом известных критериев.

Рассмотрим все известные методы (рис. 2.2).

1. Метод облегчения столба жидкости в скважине (рис. 2.2 а).

Реализуется различными способами, но наибольшее распростра­нение получили промывки. При промывке скважины в период вре­мени 0 - (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глуше­ния. Вследствие этого происходит дополнительное изменение филь­трационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидко­сти глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требо­вания сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени t1-t2, (2фаза снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0-t2 жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости И_ид в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости К , величину пластового давления Р_м и характер из­менения забойного давления (f), то есть

В период времени реализуется 3 фаза -фаза притока жид­кости из пласта за счет создания депрессии АР.

2. Метод понижения уровня (рис. 2.2 б).

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязне­нию» ПЗС в период вызова притока.

3. Метод «мгновенной» депрессии (рис. 2.2 в).

Особенностью данного метода является кратковременность вто­рой фазы

Б. Способы вызова притока и освоения

К первому методу относятся:

1. Промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями).

2. Закачка газообразного агента (газлифт).

3. К методу «мгновенной» депрессии относятся:

1. Способ падающей пробки.

2. Задавка жидкости глушения в пласт.

Рассмотрим некоторые из способов.

Тартание желонкой — не только способ вызова притока и осво­ения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низ­кими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представ­ляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, буриль­ной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускает­ся в скважину на канате с помощью лебедки. Так как объем желон­ки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно мед­ленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

Свабирование — способ понижения уровня в скважине, в кото­рую спущена колонна НКТ. Сваб представляет собой трубу неболь­шого диаметра, на наружной поверхности которой укреплены эла­стичные уплотнительные манжеты, наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. В нижней части сваба имеется обратный клапан. Уплотнительные манжеты имеют чаше­образную форму, которые при подъеме сваба распираются за счет давления столба жидкости над свабом, уплотняя зазор между на­ружным диаметром манжет и внутренним диаметром НКТ. Сваб спускается внутрь НКТ на лебедке, а глубина его погружения под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебедки.

Свабирование — более производительный способ и может осу­ществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважи­на герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубри­катором.

Способ падающей пробки — суть его заключается в том, что колонна НКТ, спускаемая в скважину, в нижней части закрывает­ся специальной пробкой, изготовленной из нефтерастворимою материала. Под действием собственного веса колонна НКТ спус­кается в скважину до определенной глубины, определяемой из ра­венства сил сопротивлений и собственного веса колонны. При не­обходимости увеличения глубины спуска колонны НКТ в нес с по­верхности заливается определенное количество воды, удерживае­мое в НКТ за счет пробки. При спуске колонны до расчетной глу­бины внутрь НКТ сбрасывается тяжелый предмет, который выби­вает пробку. Так как столб и оды в НКТ существенно меньше стол­ба жидкости глушения в скважине, после паления пробки у башма­ка НКТ возникает достаточно большой перепад давлений, под дей­ствием которого жидкость глушения из скважины перетекает в НКТ, приводя к быстрому снижению забойного давления и вызову притока.

Залавка жидкости глушения в пласт — при этом вся или боль­шая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет под­ключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения.

Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части сква­жины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоци­руя поступление флюидов из пласта в скважину.

Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных спосо­бов присуши свои условия рационального применения для соот­ветствующих характеристик осваиваемых коллекторов. Например, метод «мгновенной» депрессии не может быть использован для ос­воения низкопроницаемых рыхлых коллекторов.

Многочисленные способы метода облегчения столба жидкости, в частности, промывки требуют проведения значительного объема гидродинамических расчетов, связанных с использованием не толь­ко ньютоновских жидкостей. Поэтому кратко рассмотрим некото­рые сведения о неньютоновских жидкостях.

В нагнетательных скважинах после вызова притока из пласта следует опытная закачка рабочего агента. Во многих случаях нагнетательные скважины не принимают закачиваемую воду и, чтобы добиться закачки воды в требуемых объемах, приходится осуществлять дополнительный комплекс работ по приведению ствола и забоя скважин в особо чистое состояние и по улучшению проницаемости пласта: вызов усиленного притока жидкости, термокислотные обработки призабойной зоны, дополнительное перфорирование, торпедная перфорация, торпедирование, разрыв пласта и т. п. Этот комплекс работ является весьма сложным и продолжительным, вследствие чего термин «освоение нагнетательных скважин» обычно связывается с описанным дополнительным комплексом работ.

Освоение нагнетательных скважин

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания

или в дифференциальном виде

При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.

Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.

По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.

I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.

II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.

III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным

Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.

При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.

3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью

Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.

Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.

НАГНЕТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Все скважины, осваиваемые под нагнетание, условно можно разделить на 2 группы:

1. Легко- и быстроосваиваемые скважины.

2. Трудно- и долгоосваиваемые скважины.

К первой группе относятся скважины, вскрывшие хорошо проницаемые крепкосцементированные коллекторы большой толщины.

Ко второй группе относятся скважины, вскрывшие коллекторы пониженной проницаемости, часто малоустойчивые и небольшой толщины.

Обычно освоение нагнетательных скважин ведется многими из вышеописанных способов, но жестко контролируемым параметром остается содержание КВЧ.

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, овабированием). 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 струнного насо­са или периодического опорожнения труб.