Обоснование и выбор жидкости при освоении скважины

 

В процессе освоения скважины в соответствие с геологическими условиями строения нефтегазовой залежи и выбранной технологии освоения выбираются жидкости для освоения.

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых работ по окончании бурения, крепления и перфорации с целью получения при оптимальных технологических режимах работы экс­плуатационного пласта (объекта) максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него флюидов

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта от жидкости и прочих загряз­няющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых ра­бот для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта [1,2,3].

В практике работ к технологическим процессам вызова притока и освоения скважин на месторождениях Западной Сибири сложился единый, стандартный подход. Сущность его заключается в снижении противодавления на пласт путем замены бурового раствора на техническую воду, а при отсутствии притока – заменой воды на нефть и постепенным снижением уровня жидкости в колонне или созданием депрессии при помощи испытательных инструментов на трубах.

В практике работ для освоения скважин применяются следующие распространенные технологии.

Применяемая технология гидросвабирования заключается в том, что нагнетанием жидкости в пласт в прискважинной зоне создается давление, превышающее пластовое, после чего скважину пускают на самоизлив. Операция повторяется многократно до полной очистки прискважинной зоны пласта.

Применение метода свабирования заключается в проведении технологического процесса снижении уровня жидкости в скважине с помощью специального устройства – сваба. В настоящее время разработано большое количество конструкций свабов.

Разработан и используется метод освоения скважин с помощью азотгенерирующих установок. В настоящее время разработаны и применяются новые конструкции установок, которые являются более производительными и мобильными.

Сущность вызова притока из продуктивного пласта скважины состоит в понижении давления на забое (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидко­сти), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обес­печить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто сле­дующими способами:

- заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 кг/м³);

- заменой бурового раствора водой;

- снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

- использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

- поршневанием с подкачкой газообразного агента;

- промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

Абсолютное значение депрессии определяют исходя из величины мак­симальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бу­рового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Ве­личина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости ПЗП по углеводородам дос­тигает 60-70 %.

Минимальная величина депрессии, обеспечивающая разрушение бло­кады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отло­жениях должна быть не менее 6,5...8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости прискважинной зоны невысокое.

Процесс замещения жидкости, находящейся в скважине, жидкостью меньшей плотности осуществляется следующим образом: взатрубное пространство скважины закачивают жидкость меньшей плотности до полной замены раствора.

В результате роста давления на устье при закачивании в скважи­ну жидкости меньшей плотности может наблюдаться поглощение раство­ра. В этом случае рекомендуется устранить все искусственные сопротив­ления (убрать штуцера, полностью открыть задвижки) и уменьшить подачу насосных агрегатов.

 Целесообразно также предусматривать обработку за­качиваемой жидкости поверхностно-активными веществами (ПАВ), чтобы попадающая в пласт жидкость не ухудшала его коллекторских свойств. Иногда депрессия, полученная в результате замены жидкостей, недоста­точна для вызова притока из пласта. Тогда используют другие способы снижения давления на забой.

Снижение давления на забой для вызова притока с помощью компрес­сора является наиболее распространенным способом. Этот способ позво­ляет осуществлять вызов притока при установленном на устье оборудова­нии и создавать (резко или плавно) значительные депрессии на пласт.

В зависимости от глубины скважины, прочности колонн и наличия оборудования снижение давления на забой осуществляют разными техно­логическими приемами: вытеснением (заменой) части жидкости, находя­щейся в скважине, газом; изменением направления потока сжатого газа; применением пусковых отверстий и клапанов; нагнетанием в скважину «газовых пачек»; аэрированием жидкости; промывкой пенами.

 Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме. При этом следует учитывать, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой про­мышленности» [6], запрещают снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха из-за возможности образования пожаро- и взрывоопасной смеси.

Наиболее распространенными в настоящее время на промыслах являются передвижные компрессорные установки УКП-80, с подачей 8 м³/мин и максимальным давлением 8,0 МПа. Реже применяют установки КС-16-100 (КПУ-16-100) с подачей 16 м³/мин, давлением 10 МПа и КПУ-16-250 с той же подачей и давлением 25,0 МПа.

Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек.

К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат. После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб.

При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ.

При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт.При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт.

 Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом. При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м.

Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.

 Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта.

В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится.

При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно. Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек. К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат.

После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб. При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ. При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат.

Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, засчет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа.

Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт. Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом.

Таким образом, при рассмотрении применяемой технологии освоения скважины магистрантом необходимо выбрать состав и рецептуру технологической для обеспечения качественного освоения скважины и сохранности ФЕС при прокачке жидкости в интервале продуктивного пласта.