Освоение скважин

Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (воду или газ) в необходимом объеме.

Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости (замены бурового раствора водой или нефтью), либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Для вызова притока путем замены бурового раствора скважину оборудуют по схеме, приведенной ниже. На устье устанавливают специальную арматуру, а в саму скважину, как правило до фильтра, спускают трубы. Эти трубы и арматуру используют в дальнейшем при эксплуатации скважины.

Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам (которые в данном случае выполняют роль промывочных) поступает на поверхность и через задвижку попадает в приемный чан. Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция ее (нефть, газ) направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку. Если после замены раствора пласт себя не проявляет, то воду в стволе можно заменить нефтью или водовоздушной смесью. Схема промывки при этом несколько усложняется, но в принципе остается такой же. Во многих случаях используют компрессорный способ вызова притока, при котором промывка водой или осуществляется кратковременно (лишь для разжижения раствора), или вовсе не проводится. В затрубное пространство с помощью компрессора (обычно передвижного) нагнетают воздух или газ, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве доходит до нижнего обреза (башмака) центральных труб, газ по ним прорывается на поверхность, газирует находящуюся в них жидкость, что приводит к значительному снижению ее плотности. Жидкость вместе с газом выбрасываются на поверхность, давление на забое понижается (обычно довольно резко), вследствие чего продукция из пласта начинает поступать в скважину. Компрессорный способ обычно применяют в случаях плотно сцементированных коллекторов, так как в рыхлых породах резкое снижение забойного давления может привести к разрушению и выносу их в больших количествах в скважину, что может существенно осложнить ее дальнейшую эксплуатацию. После вызова притока добывающая скважина некоторое время самоочищается от остатков буровой грязи, а затем после комплекса исследований переводится на нормальную эксплуатацию.

В нагнетательных скважинах очистка от буровой грязи осуществляется длительным извлечением жидкости из пласта (дренированием пласта) и последующей интенсивной промывкой ствола водой. Наличие грязи в призабойной зоне пласта и стволе нагнетательной скважины может привести к закупорке пор пласта, вследствие чего скважина не будет принимать воду. После очистки ее переводят на пробное нагнетание, в процессе которого проводят цикл исследований. По завершении исследований скважину сдают в эксплуатацию.

Конструкция скважин и призабойной зоны. В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно-, двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной.

ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним» предусматривает изготовление труб и муфт с короткой и удлиненной треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ) и безмуфтовых труб с трапецеидальной резьбой типа ТБО в двух исполнениях Д и Б по точности и качеству. Диаметр обсадных труб: от 114 мм до 508 мм. Для эксплуатационной колонны используют трубы диаметрами от 114 мм до 219 мм. Наиболее широко применяют трубы диаметрами 146 и 168 мм. Для предотвращения повреждения обсадных труб и муфт при спуске их в скважину низ колонны оборудуют башмаком длиной 300-500 мм.

Конструкцию призабойной зоны выбирают в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта, наличия в кровле и подошве водоносных горизонтов и других факторов.

Рис. 1. Схема скважины; нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления: 1 – пакер; 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для откачки нефти; 4 – кондуктор; 5 – цемент; 6 – промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 – эксплуатационная обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная колонна; 9 – извлекаемая скважинная жидкость

Наиболее распространены следующие конструкции призабойной зоны.

Рис. 2. Конструкции призабойной зоны скважины: – обсадная колонна; 2 – фильтр-хвостовик, 3 – пакер; 4 – цементное кольцо;

5 – перфорационные отверстия; 6 – продуктивный пласт;

7 – хвостовик

1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Разбуривают цементировочные пробки и углубляют скважину до подошвы пласта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то ствол оставляют открытым (рис. 2, а), если же он сложен рыхлыми породами, то против продуктивного пласта устанавливают фильтр-хвостовик (рис. 2, б) либо продуктивный пласт разбуривают долотом такого же диаметра, каким разбуривались вышележащие горизонты, а затем спускают эксплуатационную колонну с оборудованным внизу фильтром (рис. 2, в).

2. Скважину бурят ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, и после ее цементирования перфорируют стенку трубы и цементное кольцо. Конструкцию призабойной зоны выполняют либо без хвостовика, либо с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне (рис. 2, г и д). Конструкция призабойной зоны с не закрепленным обсадной колонной забоем обеспечивает наиболее благоприятные условия для притока жидкости (газа) в скважину, так как имеет наибольшую поверхность сообщения с продуктивным пластом. Вместе с тем она не гарантирует надежное разобщение и изоляцию нефтегазоносных и водяных пластов. Поэтому такую конструкцию применяют только в скважинах, пробуренных на однородные продуктивные пласты, не имеющие отдельных пропластков и глинистых перемычек.

В большинстве же практических случаев распространена конструкция призабойной зоны со сплошной цементной заливкой низа скважины и перфорацией стенки обсадной колонны, хотя такая конструкция ухудшает условия притока. Для сохранения прочности обсадной колонны число перфорационных отверстий не может быть сколь угодно большим: обычно их делают не более 40…50 на 1 метр длины.

Иногда вместо металлических фильтров-хвостовиков забой скважин оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

Оборудование устья. После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных труб скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных колонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.). Фланцевые соединения унифицированы и обеспечивают возможность установки на всех типах колонных головок.

Скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, оборудуют головками с клиновой подвеской труб, которые отличаются легкостью монтажа. Эксплуатационная колонна зажимается клиньями и проходит через пакер с уплотнительными кольцами. Верхний конец колонны после ее подвески на клиньях приваривают к катушке. После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо "стоп" и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, та устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20% превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Во всех случаях давление опрессовки должно быть не менее указанного ниже:

Диаметр колонны, мм

426-377 324-273 245-219 194-168 146-141 127-114 Давление на устье, кгс/см², не менее

50 60 70 75-80 100 120

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 5 кгс/см² при опрессовке давлением более 70 кгс/см², и не более чем на 3 кгс/см² при опрессовке давлением менее 70 кгс/см². Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность промывочной жидкости была менее 1400 кг/м³, или заменой более тяжелой промывочной жидкости на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146 и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194 и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны). Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате. При испытании труб на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одним из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности является определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивления однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызвав снижением уровня в колонне приток воды и вновь замерив сопротивления, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор на 1…2 м ниже места течения. Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикатора. В последние годы стали широко использовать акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной. Анализом промыслового материала по потере устойчивости и герметичности колонн эксплуатационного фонда скважин на нефтяных месторождений Татарстана установлено, что смятию и разрыву сплошности колонн подвержены 159 скважин, из них 72,9% нагнетательных скважин и 27,1% добывающих. Интервалы деформации колонн приурочены, в основном, к отметкам кровли кыновских аргиллитов (До). Причем, в скважинах, где пласты продуктивного разреза разобщены с использованием полимерцемента, случаев нарушения колонн не зафиксировано. Оценка технического состояния эксплуатационных колонн нагнетательных скважин показала, что в первые 5 лет эксплуатации количество скважин с заколонной циркуляцией составило 43,7% от их общего числа, негерметичность колонн имеют 19,6% скважин, 22,7% – имеют нефтегазоводопроявления. Водоизоляционные работы составляют до 20% от общего объема работ, успешность которых не превышает в среднем 50…60%. Низкая эффективность водоизоляционных работ связана с отсутствием прямых методов диагностики причин возникновения осложнений, что затрудняет правильный выбор методов их ликвидации, а также малым ассортиментом тонкодисперсных тампонажных материалов.

Особенности ремонта нагнетательных скважин. Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин – высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое.

До настоящего времени широкое распространение имеет способ снижения пластового давления как путем самоизлива, так и остановки скважины. Недостаток применения самоизлива обусловливается требованиями охраны окружающей середы, а остановки скважины – общим падением уровня пластового давления в отдельной зоне разрабатываемой площади, приводящим к снижению добычи нефти. Недостаток глушения скважины заключается в трудоемкости и дороговизне проводимых работ и ухудшении проницаемости призабойной зоны.

Поэтому при подготовке нагнетательных скважин к ремонту необходимо исходить из конкретных условий разработки месторождения, отдельной площади или даже зоны. Если самоизлив обеспечивает быстрое снижение устьевого давления при закачивании пресной воды, то необходимо применять только этот способ.

При закачивании сточных и других высокоминерализованных вод применение самоизлива можно рекомендовать только в том случае, когда возможны быстрые отбор и утилизация изливаемой воды. В видах РИР и технологии их осуществления в нагнетательных и нефтяных (газовых) добывающих скважинах больших различий нет, за исключением величины давления опрессовки эксплуатационной колонны после ремонта.

На практике часто после РИР в нагнетательной скважине эксплуатационная колонна по всей длине испытывается на герметичность давлением, равными или несколько большим давления закачивания воды в пласт. Однако такому испытанию должен подвергаться лишь интервал колонны, в котором были проведены РИР; остальная ее часть должна быть изолирована пакером.