Освоение скважин большого диаметра

Применяется для освоения скважин большого диаметра в услови­ях АНПД. Разрешает плавно без создания репрессии на пласт вызвать приток газа из скважины за счет поинтервальной замены технологиче­ской жидкости на двухфазную пену.

Данная технология может употребиться на ПХГ, так как отвечает одному из требований при строительстве и ремонте скважин на ПХГ -сохранению коллекторских свойств пласта как при вскрытии продук­тивных отложений, так и при вызове притока газа.

Применяемое оборудование и материалы: колтюбинговая уста­новка; насосный агрегат; емкость для ПОЖ; азотная установка; ПОЖ.

Технологическая схема обвязки оборудования при освоении сква­жины большого диаметра приведена на рисунке 12.2.

Сначала колтюбинговая труба, оборудованная насадкой, спуска­ется на 50 м ниже уровня ПОЖ в скважине.

При открытом на факельную линию трубном и закрытом затруб-ном пространствах (линии 12 и 13 соответственно) в колтюбинговую трубу нагнетается двухфазная пена со степенью аэрации а = 50-75. Пена с необходимой степенью аэрации образовывается в газожидкостном эжекторе. ПОЖ подается в эжектор насосным агрегатом. Производи­тельность насосного агрегата, азотной установки 9 м7мин. Пена, выходя из насадки колтюбинговой трубы, попадает в зону пониженного давле-

165

ния (около 0,5 МПа при давлении на выходе приблизительно 6-9 МПа), аэрирует скважинную жидкость и создает в НКТ газожидкостную пачку, которая быстро расширяется за счет энергии сжатого газа, и выталкивает жидкость выше насадки колтюбинговой трубы из скважины.

.11

Рис. 12.2. Технологическая схема обвязки оборудования при освоении скважины большого диаметра: 1 - продуктивный горизонт; 2 - фильтр; 3 - блокирующее соединение (ПОЖ); 4 - эксплуатационная колонна диамет­ром 245 мм: 5 - НКТ диаметром 168 мм; 6 - двухфазная пена; 7 - колтюбинго-вая труба диаметром 38 мм; 8 - фонтанная арматура; 9 - герметизатор и пре-венторная установка; 10 — колтюбинговая установка, 11 — нагнетательная ли­ния; 12 - исходная линия (НКТ); 13 - исходная лини (затрубное пространство); 14 - эжектор; 75 - обратная линия; 16 - факельная линия; 17 - емкость для ПОЖ; 18 - насосный агрегат; 19 - азотная установка

После первого этапа колтюбинговую трубу опускают ниже по стволу на 50-100 м, после чего операция повторяется. Часть ПОЖ из скважины собирается в емкость для ПОЖ по линии 75 для дальнейшего использования.

В результате поэтапной добычи жидкости из скважины давление ее столба, плавно снижаясь, становится ниже пластового, газ начинает поступать из пласта в эксплуатационную колонну, и дальнейшее освое­ние скважины происходит за счет энергии пласта. Часть жидкости по­сле освоения остается в затрубном пространстве в аэрированном виде. Ее удаление осуществляют путем кратковременной отработки скважи­ны через затрубное пространство.

166

Преимущества данной технологии:

- при освоении не создается избыточного давления на пласт и в него не проникают кальматирующие агенты, ухудшающие фильтраци- онно-емкостные свойства коллектора;

-сокращаются затраты времени на освоение и отработку скважины;

• использование колтюбинговой техники разрешает без дополни­ тельных затрат полностью освобождать зумпф скважины от жидкости и песчаных пробок как в процессе освоения, так и во время отработки;

• при необходимости можно проводить интенсификацию притока разными методами без глушения скважины.

Кислотная обработка призабойной зоны

Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, со­ставляющие продуктивный пласт, в целях увеличения его проницаемости.

Используемое оборудование и материалы:

колтюбинговая установка;

установка для кислотной обработки скважин, имеющая специали­зированный насос;

емкость для запаса кислоты;

кислота.

В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен по­догрев кислоты.

В процессе выполнения данной операции колтюбинговую трубу, при обеспечении беспрерывной циркуляции воды, спускают на глубину перфорации. Потом в скважину через нее нагнетают расчетный объем кислоты (рис. 12.3), после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавливании кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лиф­товых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает проникновение реа­гента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс нагнетания и продавливания выполняют при максималь­но возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта (в ряде случаев, при обработке малопроницаемых пластов про­цесс закачки жидкости может выполняться в режиме гидроразрыва пла­ста). После выдерживания скважины под давлением на протяжении за­данного периода времени реакции кислоты с породой продуктивного пласта выкидную задвижку открывают, колтюбинговую трубу подни­мают и начинают операцию с вызова притока.

Практика использования колтюбингового оборудования показы­вает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае со­кращается в сравнении с традиционными технологиями на 25-30%. Кроме того, сокращается общее время обработки скважины.

167

Рис. 12.3. Схема внутрискважин-ного оборудования, применяемого при кислотной обработке скважин: 1 - нагнетаемая в гибкую трубу ки­слота; 2 — пакер; 3 — кислота, нагне­таемая в полость скважины; 4 - ки­слота, нагнетаемая в призабойную зону пласта