Технология освоения нефтяных скважин вызов притока

Технология и техника освоения 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. Например, более тщательная промывка ствола скважины будет обеспечена, если башмак НКТ разместить в зумпфе скважины. 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.
Конструктивные особенности устьевой арматуры определяются категорией, назначением и способом эксплуатации скважин.

Сущность и способы вызова притока

   После спуска в скважину необходимого оборудования, установки и обвязки устьевой арматуры можно приступать к освоению скважины. Вначале следует скважину тщательно промыть с максимально возможной интенсивностью, а затем приступить к вызову притока.
Вызов притока - основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пласта в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфорацией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяцами.
Схема вертикальной скважины, заполненной каким-либо задавочным агентом (раствор, вода) и ожидающей освоения, показана на рис. 3.1. Величина давления на забое (Рзаб) такой скважины определяется формулой:
   Если скважина имеет сложный профиль (наклонная, горизонтальная и т.п.), то за величину столба следует принять разность между абсолютными отметками глубины положения забоя и глубины положения уровня раствора в скважине. Под глубиной забоя здесь понимается абсолютная отметка плоскости, взятой в пределах интервала перфорации.
Схематичное изображение скважины перед вызовом притока:
1 - устьевое оборудование; 2 - обсадная эксплуатационная колонна; 3 - колонна НКТ; 4 - перфорированный забой; 5 - зумпф; 6 - продуктивный пласт.
   Парадоксально, но реализовать практически неконтролируемые по величине и скорости изменения (большие и резкие) депрессии технологически проще, чем регулируемые с плавным нарастанием их величины. Этот фактор, очевидно, оказал большое влияние на то обстоятельство, что при освоении скважин часто применяются депрессии, превышающие оптимальные значения. Таким образом, вызов притока в добывающие скважины предпочтительно осуществлять при небольших значениях депрессии. Рекомендуется еще делать выдержки той или иной продолжительности на небольших депрессиях с целью наблюдения за реакцией пласта и скважины. По результатам этих наблюдений можно будет оперативно вносить коррективы в дальнейшую технологию освоения скважины.
Принято выделять следующие основные самостоятельные способы вызова из пласта в скважину:
- тартание;
- поршневание;
- последовательная замена скважинного раствора на рабочие агенты (в том числе пены) меньшей плотности;
- компрессорный;
- применение скважинных насосов.

Тартание скважин

   Технология способа заключается в многократном спуске в скважину желонки. Желонка - это длинный цилиндр ограниченного диаметра с тарельчатым клапаном в нижней донной части и скобой сверху. К скобе крепится канат. Спускоподъемные операции осуществляются с помощью лебедки или какого-либо другого оборудования. Длина желонки может достигать 15 метров, а наружный диаметр не должен превышать 70 % внутреннего диаметра обсадной колонны. Дальнейшее увеличение диаметра желонки приводит к резкому увеличению гидравлических сопротивлений при спускоподъемных операциях. Тартание следует применять в скважинах, из которых не ожидается фонтанирования, поскольку скважины не имеют колонны НКТ и устьевой арматуры.
   Назначение тартания - понижение уровня столба раствора в скважине с одновременным очищением скважины от загрязняющего материала (осевшая порода, глинистый и цементный растворы и т.п.). Пустая желонка на канате опускается на забой. При упоре штока клапана о дно скважины, где скопился загрязняющий материал, клапан открывается, и происходит интенсивное всасывание в желонку раствора (жидкости) вместе с загрязняющим материалом. Возможность удаления из скважины загрязняющего материала - основное достоинство тартания. Тартанием можно не только осваивать скважины, но и эксплуатировать их механизированным способом. На протяжении десятков лет этим способом добывалась нефть из скважин в XIX и XX веках.
Тартание является малопроизводительным трудоемким способом, характеризующимся низким коэффициентом полезного действия и относительно высокими энергетическими затратами. Интенсивному износу подвергаются канат, обсадная колонна и собственно желонка. У устья скважины должна находиться специальная емкость, в которую при каждом подъеме сливается содержимое поднятой из скважины желонки. Применяться тартание может в неглубоких скважинах, когда пластовое давление существенно меньше гидростатического. В скважинах с наличием сероводорода применение желонки не допускается.
   Выбор технологии и техники освоения определяется, в основном, состоянием призабойной зоны, величиной пластового давления, местоположением межфлюидальных разделов относительно интервала перфорации, назначением скважины, предполагаемым способом ее эксплуатации. В свою очередь способ эксплуатации добывающих скважин также зависит от величины пластового давления.
Нефтяные добывающие скважины эксплуатируются фонтанным или механизированным (газлифтным или насосным) способом. Насосная эксплуатация нефтяных добывающих скважин осуществляется, в основном, штанговыми скважинными насосами (ШСН) и погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН). Значительно реже применяются погружные электровинтовые насосы (ЭВН), электродиафрагменные насосы (ЭДН) и гидропоршневые насосы (ГПН). Большие пластовые давления, а также другие благоприятные условия могут обусловить возможность эксплуатации скважин самым эффективным способом - фонтанным. Недостаток энергии для подъема газожидкостной смеси (скважины в абсолютном большинстве случаев продуцируют именно газожидкостной смесью) по стволу скважины от забоя до устья может быть восполнен путем ввода энергии в скважину в виде сжатого газа (газлифтный способ эксплуатации) или в виде какого-либо механического устройства (насосный способ эксплуатации).
Газовые и газоконденсатные скважины эксплуатируются фонтанным способом. Однако, при интенсивном скоплении на забое воды и газового конденсата приходится иногда применять механизированный способ эксплуатации. В этом случае чаще применяется какая-либо модификация газлифтного способа.
   В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока.
Из формулы (3.1) следует, что уменьшение давления на забое скважины может быть достигнуто двумя путями: или снижением плотности раствора, заполняющего скважину; или понижением уровня раствора в обсадной эксплуатационной колонне (уменьшением столба раствора).
Условия вызова притока из пласта существенно влияют как на успешность освоения, так и на дальнейший технологический режим эксплуатации, эффективность и надежность работы скважины. Величина пластового давления, характер и степень снижения проницаемости породы ПЗП, состав и свойства продуктивных пород, степень сцементированности пород, степень неоднородности пласта, состав и свойства флюидов, наличие или отсутствие газовой шапки, подошвенных и посторонних высоконапорных вод, техническое состояние обсадной эксплуатационной колонны и цементного камня - вот те основные факторы, которые следует тщательно рассмотреть при решении вопроса о выборе способа и технологии вызова притока.
   В промысловой практике нередко наблюдаются случаи, когда в процессе освоения скважин возникают серьезные осложнения и даже аварийные ситуации. Такие наиболее распространенные осложнения как деформация обсадной эксплуатационной колонны, нарушение целостности цементного камня за колонной, разрушение породы в призабойной зоне, прорыв подошвенных или посторонних (верхних или нижних) вод, открытое неуправляемое фонтанирование скважин происходят главным образом потому, что технология освоения была выбрана без учета состава и свойств породы-коллектора и насыщающих пласт флюидов, условий залегания нефти, газа и воды, отрицательных последствий условий первичного и вторичного вскрытия пласта и цементирования обсадной эксплуатационной колонны.
Исключительно важное значение следует придавать также решению вопроса о величине и скорости изменения (динамике) депрессий при вызове притока. Величина депрессии и ее динамика должны определяться типом порового пространства (гранулярный, трещинный) коллектора, составом и свойствами флюидов, устойчивостью коллектора, фильтрационными свойствами породы пласта, характером и степенью снижения проницаемости породы призабойной зоны, а также некоторыми другими факторами. При прочих одинаковых условиях в устойчивых коллекторах величина депрессии может быть большей и достигаться более быстро, в слабосцементированных или трещинных - небольшой и медленно нарастающей. Для газовых пластов величина депрессии должна быть существенно меньше, чем в случае нефтяных. Большие депрессии часто являются причиной существенного ухудшения сцепления цементного камня с обсадной эксплуатационной колонной и с породой пласта, особенно в интервалах глин и песчаников, размытых при бурении.
   В промысловой практике бытует мнение о том, что последствия загрязнения породы призабойной зоны из-за нерациональной технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта можно легко устранить, создавая при освоении скважины большие депрессии. Действительно, нельзя отрицать, что при определенных условиях (например, в случае слабо деформируемой породы) большими депрессиями можно в той или иной степени восстановить ухудшенную проницаемость породы призабойной зоны. Однако, осмысление промысловой информации, всестороннее рассмотрение механизма влияния высоких депрессий указывают на ошибочность такого подхода. Дело в том, что за счет высоких депрессий вызов притока происходит, как правило, из наиболее проницаемых интервалов вскрытого пласта, которые содержат относительно крупные каналы фильтрации без значительных сужений, и в которых не произошло молекулярно-поверхностного и механического закрепления проникших твердых частиц. Тем самым уже на первой стадии освоения скважины закладываются условия для неравномерной выработки пласта по толщине. В то же время эти же высокие депрессии создают благоприятные условия для многих, часто необратимых, осложнений, отрицательное влияние которых в полной мере проявится позже, т.е. в процессе эксплуатации скважины.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.