Файл: Вторичное вскрытие пласта.docx

Оглавление

Введение

Освоение скважины – это комплекс технических мероприятий, направленных на увеличение притока жидкости к забою скважины.
Освоение скважины является важным этапом при подготовке ее к эксплуатации. От вида и качества проведенных работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважин с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надежность функционирования конструкции забоя скважины, надежность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием призабойной зоны.

1. Вторичное вскрытие пласта

Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное – в процессе бурения, вторичное – перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах – одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида.
В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (25-50 мм), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора.
Главное предназначение процесса перфорации – преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны.
Для вторичного сообщения пласта со стволом скважины после спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны применяются следующие виды перфорации:

• 
  пулевая
  
• 
  торпедная
  
• 
  кумулятивная
  
• 
  гидропескоструйная
  
• 
  сверлящая
  

---

2. Классификация методов освоения нефтяных скважин

Приступать к освоению скважины следует после спуска в нее колонны НКТ и другого необходимого оборудования, установки оборудования устьевого (устьевой арматуры) и соответствующей обвязки устьевой арматуры. Нижний конец (башмак) колонны НКТ в зависимости от конкретных условий может быть установлен в пределах интервала перфорации, а также выше или ниже последнего.
Устьевая арматура и ее обвязка должны обеспечивать проведение промывки скважины, подключение компрессорных, насосных и других агрегатов, замер давления, температуры и расхода, отбор проб, спуск в скважину различных глубинных приборов, отделение газа от нефти и сжигание отделяемого газа, регулирование работы скважины, направление содержимого скважины в какие-либо емкости или в систему сбора и подготовки продукции скважин на промысле.
Приток жидкости к скважине обеспечивается разностью пластового давления и давления на забое скважины, причем второе должно быть ниже. Пластовое давление – давление, под которым находится жидкость или газ, насыщающие поры или трещины пород-коллекторов. Давление на забое характеризует энергию пласта, обуславливающую подъем жидкости (или) газа в стволе скважины.
После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Давление на забое скважины можно определить как гидростатическое:

где ρ – плотность жидкости (кг/ ), g – ускорение свободного падения (м/ ), h – высота столба жидкости (м).
Из формулы видно, что давление на забое имеет прямую зависимость от плотности жидкости и высоты ее столба.

Тогда для увеличения притока жидкости необходимо создать депрессию, то есть понизить давление на забое, уменьшив плотность жидкости или высоту столба. На изменении этих двух параметров базируются основные методы освоения нефтяных скважин.
Принято выделять следующие основные самостоятельные способы вызова из пласта в скважину:

• 
  тартание;
  
• 
  поршневание (свабирование);
  
• 
  последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты меньшей плотности;
  
• 
  компрессорный;
  
• 
  применение скважинных насосов.
  

---

1. Метод промывки (замена скважинной жидкости)

Суть данного способа увеличения притока углеводородов состоит в том, что в затрубное пространство закачивается агент, плотность которого меньше, чем плотность глинистого раствора в скважине. Заполняющий скважину раствор вытесняется на поверхность через насосно-компрессорные трубы, а пространство заполняется новым раствором (агентом) меньшей плотности.
Уменьшение плотности жидкости провоцирует понижение давления в забойной зоне пласта. Однако, если нового значения давления на забое не достаточно для создания депрессии, то происходит повторная промывка с использованием агента меньшей плотности. Данная операция повторяется с уменьшением плотности агента до момента установления необходимого забойного давления, ниже пластового.
В этом случае существует определенная последовательность замены жидкости в соответствии со значением плотности:

1. 
   буровой раствор с большей плотностью;
   
2. 
   буровой раствор с меньшей плотностью;
   
3. 
   вода;
   
4. 
   нефть.
   

Для предотвращения резкого перепада давления на забое, согласно правилам безопасности, разница плотностей агентов, закачка которых происходит последовательно, не должна превышать 600 кг/м^3. Большая разница допустима лишь в исключительных случаях.
В этих же целях при проведении промывки в несколько этапов, необходимо выдерживать некоторое количество времени между заменой одного агента на другой. Такая выдержка предотвратит разрушение породы призабойной зоны пласта и даст возможность установиться новому давлению. К тому же, это позволит в какой-то мере сэкономить рабочий агент, ведь в случае притока углеводородов к скважине, использование агентов меньшей плотности не понадобится. Время выдержки может колебаться от нескольких минут до нескольких часов.
Вытесняемый из скважины раствор необходимо собирать в емкости с целью или повторного использования, или захоронения, или обезвреживания. Также следует постоянно контролировать состав и свойства раствора, вытесняемого агентом. Это позволит полностью управлять процессом промывки скважины.
Стоит отдельно выделить промывку скважины аэрированной жидкостью – жидкостью с растворенным в ней газом, или метод аэрации. Комплект оборудования, необходимого для проведения работ, включает в себя компрессор, насос для воды, смеситель (эжектор). Методика процесса основывается на одновременном нагнетании в скважину жидкости (через водяную линию от насоса) и газа (через воздушную линию от компрессора) путем смешения их в эжекторе.

---

Главным недостатком метода замены скважинной жидкости является ограниченность его применения. При малых значениях пластового давления, становится невозможным создание депрессии, так как плотность рабочего агента не может быть достаточно малой.
Преимущество, которым обладает технология, заключается в возможности создания плавного уменьшения давления на забое скважины. Также данный способ финансово выгоден из-за доступности агентов (в большинстве случаев) и простоты исполнения.

2. Тартание желонкой

Тартание — это метод освоения скважины жидкости с помощью желонки, которая спускается на тонком канате, перекинутом через лебедку.
Пустая желонка на канате спускается в скважину. Дойдя до дна скважины, шток клапана упирается об него, в результате чего клапан открывается и жидкость набирается в желонку. После чего происходит ее поднятие. Данная операция проводится многократно.
Желонка представляет собой продолговатый цилиндр с наружным диаметром, не превышающим 70% диаметра обсадной колонны, клапаном со штоком в нижней части и скобой для крепления каната сверху. Если диаметр желонки больше допустимого значения, то возникает резкое увеличение гидравлического сопротивления при спуске и подъеме оборудования. Длина желонки составляет 8-15 м.
Тартание применяется на скважинах, не имеющих колонн НКТ и устьевой арматуры, поэтому возможность фонтанирования при данном способе должна быть исключена. За одну спускоподъемную операцию желонка выносит объем жидкости, не превышающий 0,06 .
Положительные стороны тартания выражены в следующем:

• 
  возможность извлечения различного рода осадка и загрязняющего материала с забоя;
  
• 
  возможность контролировать положение уровня жидкости в скважине.
  

Также у метода присутствуют отрицательные стороны, такие как:

• 
  низкая производительность, трудоемкость;
  
• 
  быстрый износ оборудования (канат, желонка);
  
• 
  невозможность герметизации устья до полного извлечения желонки;
  
• 
  необходимость наличия у устья скважины специальной емкости для сбора жидкости;
  
• 
  может применяться только в неглубоких скважинах.
  

---

3. Компрессорный способ

Компрессорный метод вызова притока основывается на нагнетании в затрубное пространство сжатого газа с помощью передвижного компрессора. В связи с этим скважинная жидкость насыщается газом, поступившим в нее через башмак колонны НКТ, в результате чего ее плотность уменьшается. Соответственно, давление на забое скважины понижается. Процесс контролируется за счет регулирования расхода газа.
Предварительно на лифт НКТ устанавливается патрубок с пусковым отверстием диаметром до 7 мм и пусковой односторонний клапан специального назначения. Их уровень размещения зависит от мощности компрессора, то есть от создаваемого им максимального давления. Однако колонна НКТ может и не иметь ни пусковых отверстий, ни пусковых клапанов.
Стоит отметить, что согласно «Правилам безопасности в нефтедобывающей промышленности» использовать в качестве агента для снижения уровня жидкости воздух при компрессировании запрещено, разрешены лишь инертные газы.
Время, затрачиваемое на проведение освоения нефтяной скважины данным методом, зависит от глубины уровня расположения башмака колонны МКТ (или от глубины скважины) и от мощности компрессора. Чем глубже расположен башмак, тем большее пусковое давление необходимо. Пусковое давление – это давление, под которым находится газ при выходе из компрессора и начинает поступать в скважинную жидкость. В случае освоения глубоких скважин время проведения компрессирования при высоких давлениях может превышать двое суток.
К недостаткам использования компрессора для увеличения притока углеводородов относятся:

• 
  высокие энергетические затраты, так как при больших глубинах компрессоры с малой мощностью оказываются неэффективными;
  
• 
  риск перемешивания флюида с жидкостью глушения;
  
• 
  осложнения при работе с рыхлыми, неустойчивыми коллекторами;
  
• 
  риск возникновения фонтанных проявлений при наращивании труб.
  

Тем не менее, данный способ обладает неоспоримым преимуществом. Он применим в зимних условиях, так как газы, которые являются рабочими агентами, имеют очень низкую температуру отвердевания. Также достоинствами метода можно считать:

• 
  относительную безопасность;
  
• 
  получение быстрых депрессий на пласт.
  

4. Вызов притока свабированием

---