10.5.2.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными стволами

Для проведения работ по вторичному вскрытию пласта (открытию отверстий фильтров) скважина должна быть заполнена солевым раствором KCl с требуемой плотностью, а устье оборудовано противовыбросовым оборудованием в соответствии с п. 2.9.2 ПБ 08-624-03 [41] по утвержденной схеме, разработанной буровым предприятием и согласованной с территориальными службами Ростехнадзора, противофонтанной службой и Заказчиком согласно п. 2.7.6.4 ПБ 08-624-03. После установки на устье превентор опрессовывается водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Рекомендуется устье скважины оборудовать малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2.2-156х21 ТУ 3661-023-27005283-98 производства НПП «СибБурМаш» г. Тюмени. В качестве резервных возможно использование других типов малогабаритных превенторов или устройств, изготовленных и разрешенных к применению при вторичном вскрытии продуктивного пласта, в т.ч. и импортных.

Плотность солевого раствора KCl определяется в соответствии с 2.7.3.3 ПБ 08-624-03. Половина объема солевого раствора используется повторно для глушения объекта и при испытании объектов на следующих скважинах.

Вторичное вскрытие заглушек фильтра производится вскрытием отверстий фильтров ФС(ФГС)-14 (срезка алюминиевых заглушек) путем допуска компоновки бурильной колонны до искусственного забоя скважины.

10.6 Освоение скважин

На основании анализа существующих методов вызова притока жидкости в качестве основного решения рекомендуется при освоении продуктивных пластов создание проектной депрессии путём замены перфорационной жидкости на воду и снижение уровня свабированием.

Свабирование производится со стандартного подъемника, применяемого для освоения, подземного и капитального ремонта скважин А-50 (А-60/80) и с использованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.

Для вызова притока свабированием применяется комплект оборудования для свабирования скважин СВАБ (завод-изготовитель ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика») либо других типов.

После перфорации и подъема перфоратора в скважину спускается колонна НКТ для вызова притока из пласта.

Глубина спуска башмака НКТ – на 5 м выше интервала перфорации.

Низ колонны НКТ, спускаемой для вызова притока, оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50 мм для предотвращения падения СВАБа (в случае обрыва).

После спуска НКТ производится обвязка устья скважины фонтанной арматурой с лубрикатором для свабирования. Фонтанная арматура обвязывается наземными трубопроводами с накопительными, мерной емкостями и цементировочными агрегатами.

После установки и обвязки фонтанная арматура и трубопроводы опрессовываются.

Величина депрессии для вызова притока нефти из пласта определяется по методикам руководящих документов [39 (Регламент проведения работ по заканчиванию скважин на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», 2001); 49 (Стандарт АО «Удмуртнефть» на вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин, 1995); 54 (Регламент на освоение и испытание скважин при вызове притока свабированием)] в зависимости от ряда факторов, в том числе:

– коллекторских свойств пласта, в т.ч. проницаемости;

– загрязненности пласта и репрессии при первичном вскрытии, в т.ч. свойств и типа бурового раствора;

– обводненности продукции и давления насыщения нефти газом;

– состояния цементного камня в затрубном пространстве;

– прочности обсадной колонны.

При этом величина депрессии не должна превышать величину, при которой забойное давление снижается ниже давления насыщения нефти газом, а также не должна приводить к нарушению прочности обсадной колонны и заколонного цементного камня.

Понижение уровня должно быть плавным (единовременно поднимать не более 0,5 м³жидкости), а параметры должны регистрироваться глубинным манометром МТГ. Выполнить ГДИ в соответствии с требованиями РД-153-39.0-109-01 [55].

Целесообразна реализация схем вызова притока и освоения скважин, исключающих воздействие водных жидкостей глушения на продуктивные пласты, например, использование технологии, предусматривающей использование отсекателя скважины (забоя), в противном случае глушение скважин (при необходимости) рекомендуется производить составами на углеводородной основе, оказывающими минимальное негативное воздействие на объекты эксплуатации.

В случае недостижения заданного дебита для каждого из испытываемых пластов по решению геологических служб Заказчика и Подрядчика производятся работы по интенсификации притока нефти с уточнением метода для каждого конкретного пласта (горизонта). Для интенсификации притока рекомендуется применять 12% соляно-кислотные ванны, обработку КСПЭО, а также пенные воздействия с применением ПАВ ПКД-515.

После повторного свабирования необходимо провести оценку эффективности интенсификации в соответствии с требованиями РД-153-39.0-109-01 [55].

Комплекс работ по освоению боковых горизонтальных стволов может предусматривать отработку скважин глубинно-насосным оборудованием, что позволяет сократить время от окончания бурения до ввода скважину в эксплуатацию, избежать проведения работ по глушению скважин. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны пласта за счет насыщения водой при простое до начала отработки глубинным насосом горизонтальная часть ствола скважины переводится на гидрофобный эмульсионный раствор.

Для того, чтобы интенсифицировать приток нефти, проводятся соляно-кислотные обработки (СКО) призабойной зоны. Необходимо отметить, что на ряде горизонтальных скважин после проведения СКО получен приток минерализованной воды (скв. 450, 435 Мишкинского месторождения). Можно предположить, что обводнение скважины после проведения СКО связано с прорывом воды по вертикальным трещинам, получившим дальнейшее развитие от кислотного воздействия. Учитывая конструктивные особенности горизонтальных стволов скважин, не следует на них переносить традиционные методы ОПЗ, применяемые в вертикальных скважинах. Следует отметить, что определение интервала обводнения в горизонтальном стволе является сложной задачей. Методы изоляции обводнившегося интервала в горизонтальном стволе до конца не разработаны, поэтому к выбору методов ОПЗ пласта в горизонтальном стволе следует подходить с особой осторожностью. Рекомендуется вместо соляной кислоты использовать щадящие кислотные реагенты типа КСПО. Для повышения проницаемости прискважинной части горизонтального ствола в карбонатном продуктивном пласте может быть использована разработанная ЗАО «Химеко-ГАНГ» и внедряемая в различных нефтедобывающих компаниях РФ композиция марки «Химеко К-2».

Выбор концентрации кислотного раствора для конкретных условий обработки той или иной скважины должен осуществляться геологической службой добывающего управления. Следует обратить внимание на принципиальные отличия последовательности (направления) обработки ствола, которое должно начинаться от забоя скважины. Это правило должно выдерживаться при любых кислотных обработках (общие кислотные, поинтервальные, поинтервально-направленные и т.д.).

В настоящее время все более широкое применение при обработке призабойной зоны скважин находит использование гибких колонн труб в горизонтальных скважинах. К сожалению, в практике ОАО «Удмуртнефть» еще не накоплен достаточный материал для проведения эффективности и недостатков использования гибких колонн вообще, тем более в горизонтальных скважинах. В этой связи ниже приводится описание опыта применения колтюбинга в других регионах.

Прежде всего, необходимо отметить целый ряд преимуществ применения гибких колонн по сравнению с использованием обычных муфтовых колонн насосно-компрессорных труб. Во-первых, с организационно-технической стороны проведение работ по ГТМ требуется меньшая рабочая площадь для выполнения скважинных операций. При этом устраняется также необходимость привлечения обычных установок для ремонта скважин. При производстве работ, связанных с повышением производительности скважин, а точнее, эффективности кислотных обработок, значительно упрощается сама технология, особенно при производстве поинтервальных и направленных кислотных обработок. Гибкая колонна может быть спущена в скважину, находящуюся под давлением, устраняя необходимость ее глушения с использованием рабочей жидкости, не исключающей опасности загрязнения пласта. Отпадает также необходимость в извлечении из скважины эксплуатационной колонны (что может сопровождаться загрязнением пласта заколонной жидкостью), поскольку гибкая колонна НКТ обычно спускается через существующую эксплуатационную колонну. Проблемы, связанные с герметизацией устьевого и забойного оборудования и опасностью повреждения уплотнительных устройств во время извлечения и повторного спуска инструментов, минимизируются, поскольку не требуется освобождать пакеры и поднимать колонну НКТ. Еще одно преимущество связано с тем, что циркуляция рабочей и вытесняющей жидкости может осуществляться во время спуска гибкой концентрической колонны НКТ в скважину или извлечения ее из скважины, поскольку закачку можно выполнять при перемещении колонны.

При проведении поинтервальных кислотных обработок в горизонтальном стволе скважин спускаемые на гибкой колонне НКТ пакеры (одиночные или установленные последовательно друг за другом) могут использоваться для изоляции отдельных перфорированных интервалов с целью максимального контроля за поступлением рабочего раствора в интервал обработки.

Методика кислотной обработки с использованием гибкой колонны НКТ обеспечивает значительные преимущества, что позволяет рекомендовать ее в широком масштабе при освоении горизонтальных стволов.