Вызов притока и освоение скважин

1.

ВЫЗОВ ПРИТОКА И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Вызов притока — технологический процесс снижения противодавления на
забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания
депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в
скважину.
Освоение скважины — комплекс технологических и организационных
мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине
скважины в разряд действующих.
Основной целью вызова притока и освоения является снижение
противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью
глушения, и искусственное восстановление или улучшение фильтрационных
характеристик призабойной зоны для получения соответствующего дебита или
приемистости.
Рассмотрим схему, представленную на рис. 1. Скважина заполнена до устья
жидкостью глушения. Давление, создаваемое столбом этой жидкости на забой
скважины, таково:
(1)
где Рзаб, Р1 — соответственно давление на забое и устье, Па;
ρгл — плотность жидкости глушения, кг/м3;
Lc — длина скважины, м;
a — угол отклонения скважины от вертикали, град.

2.

Схема скважины, заглушённой
жидкостью глушения
Рис. 1

3.

Если Рзаб > Рпл, то на пласт действует репрессия ΔРр
ΔРр = Рзаб - Рпл
(2)
где Рпл - пластовое давление, Па.
Под действием этой репрессии часть жидкости глушения может поглощаться
пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен
разными техническими средствами; при этом возможны следующие
последовательно реализуемые варианты изменения забойного давления:
1. Рост забойного давления до максимальной величины Рзаб макс — первая фаза
вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.
2. Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб = Рпл)
— вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости
глушения снижается до нуля.
3. Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание
определенной депрессии — третья фаза вызова притока:
ΔР = Рпл - Рзаб
(3)
Таким образом, первая и вторая фазы — фазы поглощения, а третья — фаза
притока; физические основы вызова притока и освоения скважины заключаются
в исследовании степени и характера изменения противодавления на пласт, что
связано с необходимостью проведения ряда гидродинамических расчетов
технологических процессов вызова притока и освоения.

4.

КРИТЕРИИ ВЫБОРА МЕТОДА
ВЫЗОВА ПРИТОКА
Известно несколько методов и много способов вызова притока и освоения;
выбор того или иного из них зависит от ряда критериев, основные из которых
представлены ниже.
Так как возможности и техническая реализация известных методов вызова
притока и освоения существенно различаются, выбор наилучшего для
конкретных условий зависит от следующих критериев:
1. Величина пластового давления:
— с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому,
вычисленному при плотности воды ρв= 1000 кг/м3);
— с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или
с аномально низким пластовым давлением (АНПД);
— с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического)
или с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или
АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.
2. Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины,
насыщенной различными флюидами:
— с низкой проницаемостью;
— с хорошей проницаемостью.
При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего
периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

5.

3. Механическая прочность коллектора:
— рыхлые, слабосцементированные породы;
— крепкие, хорошо сцементированные породы.
4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты
подвижности k/μ и гидропроводности kh/μ).
5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного
давления.
Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода вызова
притока позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

6.

МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ВЫЗОВА
ПРИТОКА И ОСВОЕНИЯ
Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта
в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными
(местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой
приемистости (для нагнетательных скважин).
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная
зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена
тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате
некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной
проницаемостью, иногда сниженной до нуля.
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород
призабойной зоны, очищение перфорационных каналов и достижение притока,
соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной
приемистости нагнетательных скважин.
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е.
перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового
давления над забойным.
Достигается это двумя путями:
1) уменьшением плотности жидкости в скважине, либо
2) снижением уровня (столба) жидкости в скважине.

7.

В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем нефтью.
Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:
тартанием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом
(компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси);
откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными
центробежными электронасосами.
Таким образом, можно выделить следующие основные способы вызова
притока жидкости:
1) замена скважинной жидкости на более легкую,
2) компрессионный (газлифтный) метод,
3) аэрация,
4) тартание,
5) поршневание (свабирование),
6) откачка глубинными насосами,
7) освоение струйными насосами,
8) освоение с ГНКТ.
Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с
применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на
фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на
случай необходимости перекрытия ствола.

8.

1). Замену скважинной жидкости производят следующим образом (рис. 2).
После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают
насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между
эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой
раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после
замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не
удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки
скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно
достигнуть уменьшения забойного давления.
При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м3 на нефть с плотностью 900
кг/м3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900) / 1200 * 100%
= 25% от давления, создаваемого столбом пластовой воды. Если данным
методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы
освоения. Обычно это свабирование или компрессирование.

9.

Схемы компоновок некоторых
вариантов закачки (промывки)
Рис. 2:
а, б, в — беспакерная схема; г, д, е — пакерная схема;
а, в, г, е — прямая закачка; б, д — обратная закачка;
— жидкость глушения;
— жидкость закачки

10.

2). Продавка с помощью сжатого газа или воздуха
(компрессирование, или газлифтный способ освоения).
При компрессировании приток в
скважину получают вследствие
снижения уровня жидкости в трубах за
счет ее вытеснения газом.
Сущность метода заключается в
нагнетании сжатого газа или воздуха в
кольцевое пространство между
подъемными трубами и обсадной
колонной. Сжатый газ (воздух)
вытесняет жидкость, заполняющую
скважину, через спущенные в нее
насосно-компрессорные трубы на
дневную поверхность.
Перед компрессированием в скважину
спускают лифт НКТ, в которой
установлены на предварительно
рассчитанных глубинах пусковые муфты
с отверстиями или специальные
пусковые клапаны.

11.

Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают
инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в
затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты
лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через
трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа
со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после
полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно
выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать
жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

12.

3). Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха).
При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости,
заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается
плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.
Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят
также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух)
смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии
скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее
затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой
смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше
пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

13.

4). Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком
(16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной
8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка
имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для
прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.
Тартание – малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в
скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не
ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может
быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа
тартания относится риск загрязнения окружающей среды. Однако этот метод дает
возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением
уровня жидкости в скважине.

14.

5). Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении
уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба). При непрерывном
поршневании уровень жидкости в скважине понижается и, соответственно,
снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из
пласта.
Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном в нижней
части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены
эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.
Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насоснокомпрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня
под уровень (обычно на глубину 75-150 м) жидкость перетекает через клапан в
пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты,
распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке
труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над
поршнем на глубине погружения под уровень жидкости.
Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей
геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором
спускается сваб и геофизические приборы. За один подъем сваб выносит столб
жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина
погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м.
Соответственно объём выкачиваемой жидкости за один рейс составляет не более
0,75м3 для НКТ 73мм, и не более 1м3 для НКТ 89мм.

15.

Максимальные объёмы выносятся свабом в начале проведения работ, когда
уровень жидкости в скважине возле устья, глубина погружения сваба мала и сам
сваб находится в неизношенном состоянии.
Устье при свабировании открыто для выноса жидкости, но возможность
герметизации скважины всегда имеется. Обычно роль герметизирующего
устройства играет лубрикаторная задвижка на фонтанной арматуре. Иные
схемы компоновки устьевого оборудования, не предусматривающие
наличие фонтанной арматуры, запрещены.
Свабирование выполняется в колоннах НКТ с наружным диаметром 73 и 89
мм. Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или подготовленными и
прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно
подогнанными в муфтах.
Поршневание в 10-15 раз
производительнее тартания.

16.

6). Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах,
которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В
некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью
желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насоснокомпрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и
пускают скважину в эксплуатацию. Подобным образом осваивают скважины,
которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

17.

7). Освоение струйными насосами
Использование струйных насосов позволяет:
Осваивать скважины с низким пластовым давлением;
Производить снижение забойного давления, создавать плавную, управляемую
депрессию на пласт с подачей рабочей жидкости, как в трубное, так и в
межтрубное пространство;
Производить спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью
оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока
из пласта;
Производить закачку ПАВ, кислот в пласт под давлением.

18.

8). Освоение с ГНКТ
Комплекс работ при освоении потенциального объекта с помощью установки
гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) включает в себя операции,
предшествующие освоению и осуществляемые при вызове притока.
К технологическим операциям, предшествующим освоению, относятся:
Подготовительные работы к перфорации.
Перфорация.
Подготовительные работы к вызову притока.
К технологическим операциям по вызову притока относят
мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного
давления и создаются условий для фильтрации пластового флюида из
продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом флюида на
поверхность.

19.

Преимущества использования ГНКТ:
Сокращение времени и повышение безопасности СПО за счет исключения
свинчивания-развинчивания резьбовых соединений;
Улучшение условий прохождения интервалов набора кривизны и протяженных
горизонтальных участков скважин;
Повышение технико-экономических показателей бурения и освоения скважин;
Исключение необходимости глушения скважин и, как следствие, сохранение
коллекторских свойств продуктивного пласта;
Обеспечение герметичности устья скважины, что создает возможность управления
ситуациями, связанными с вероятными выбросами и фонтанированием;
Возможность бурения части ствола и обслуживания скважин с созданием режима
депрессии на забое;
Компактность бурового оборудования с возможностью применения на
ограниченных размерах рабочих площадок.
Недостатки ГНКТ:
Отсутствие возможности проворота колонны гибких труб в скважине;
Сложность ремонта колонны гибких труб в промысловых условиях;
Ограничение длины колонны гибких труб диаметром барабана для намотки трубы;
Сложность изготовления колонны гибких труб;
Вероятность чрезмерного скручивания колонны гибких труб в скважине и их
повреждение.

20.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.
В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести
длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и
пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных
частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том,
что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного
запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных скважинах
в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества
жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует
открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость
(поглотительную способность) скважин.
Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных
скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости
центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими
откачку больших объемов жидкости.