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 СССР 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 призабойной 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 пред

отвращения 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< СРпл, т. е. создание депрессии давления на пласт Ар — РпЛ Р 3, где рпл — пластовое давление; р_ъ — забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

hpg<p ПЛ)

(5.2)’

где h — высота столба жидкости в скважине; р —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. = 630X700 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 иДК.С-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-Ю, дисолван, сульфонол, лигнопласт и др.) и стабилизатор из высокомолекулярных соединений (карбоксилметилцел- люлоза, полиакриламид).

Для предупреждения образования в скважине взрывоопасных газовоздушных смесей при освоении и в других технологических процессах используют азот. В автомобильной газифика- ционной установке АГУ-6000-500/200 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 газлифтных 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 (поршнева- ния) 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, используемым при эксплуатации.

Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин

Приток в скважину при условии (5.2) 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 в гл. 15. 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/еут 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 (газ- лифтным, 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.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р. С. Яремийчука разработаны метод освоения и устройства типа УОС и УЭОС на основе использования струйного насоса (рис. 5.2). В скважину в компоновке с НКТ спускается устройство для обработки скважин УОС-1 или корпус эжекторного устройства для освоения скважин УЭОС-1 (рис. 5.3).Спуск насоса эжекторного устройства УЭОС-1 происходит под действием собственного веса в предварительно установленный корпус, а его подъем — с помощью специального ловителя, спускаемого на кабеле. Принцип работы устройств основан на передаче кинетической энергии от рабочей жидкости к пластовой — эжек- тируемой. 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.