Технология освоения скважины

Освоение скважины – особый технологический цикл, который завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько эффективно удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов, сниженных на стадиях первичного и вторичного вскрытия пласта, при вызове притока, применении различных методов интенсификации притока из пласта.

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке прискважинной зоны пласта (ПЗП) от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ для улучшения фильтрационной характеристики прискважинной зоны продуктивного пласта. Сущность возбуждения 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.

При выборе технологических мероприятий по вызову притока необходимо исходить из условия соответствия их следующим требованиям:

- обеспечение сохранности скелета пласта в призабойной зоне;

- обеспечение недопущения прорыва пластовой воды и газа из выше и нижележащих объектов;

- обеспечение сохранения, восстановления или повышения проницаемости призабойной зоны;

- обеспечение невозможности возникновения неконтролируемых газонефтеводопроявлений;

- обеспечение невозможности образования взрывоопасных смесей на устье и в стволе скважины;

- обеспечение условий охраны недр и окружающей среды.

На рисунке 6 представлена технологическая схема освоения скважины.

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.

Различия в характере воздействия различными способами вызова притока определяются уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. 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 депрессия, 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 призабойной зоны невысокое.

На стадии освоения скважина может быть заполнена жидкостью глушения несколько раз, что может снизить проницаемость пласта. Поэтому необходимо применение жидкостей глушения, позволяющих сохранить естественные коллекторские свойства продуктивного пласта. В некоторых случаях можно использовать клапанное устройство, позволяющее отсекать ствол скважины в интервале продуктивного пласта в период СПО. При отсутствии надежного в работе клапана отсекателя следует стремиться к уменьшению количестваопераций по глушению скважины, применяя при этом жидкости глушения, минимально снижающие нефтегазопроницаемость коллектора.

При подготовке скважины к проведению вторичного вскрытия, обработке призабойной зоны или ремонтным работам весь ствол заполняется жидкостью глушения. Технология работ по замене жидкости в стволе скважины заключается в проведении операции промывки ствола с допуском НКТ до забоя или последовательной замене скважинной жидкости на участке устье-насос на жидкость глушения с обеспечением заполнения всего ствола скважины. В связи с этим необходимо обеспечить надежное и простое регулирование технологических параметров жидкости глушения

Тип и состав жидкости глушения определяется следующими требованиями:

• плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего фактическое пластовое в соответствии с требованиями [3];

• жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

• фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание;

• жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать обратимой гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз “жидкость глушения – пластовый флюид”, а так же не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

• вязкостные, структурно-механические и другие свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

• жидкость глушени должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование;

• жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних;

• жидкость глушения должна быть взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

 

 

Рисунок 6 – Схема технологических операций при освоении скважин

6.1 Обоснование и выбор способа вторичного вскрытия продуктивного пласта

Данный раздел выполняют магистранты, выбравшие конструкцию забоя скважины закрытого типа. Раздел выполняется с помощью [1-3, 7].

Целью вторичного вскрытия продуктивных пластов является восстановление гидравлической связи со стволом скважины посредством перфорационных работ с помощью различных типоразмеров перфораторов, а так же дренирование приствольной и призабойной зон, интенсифицирующее приток углеводородов в скважину.

Способы вторичного вскрытия нефтегазовых пластов зависят от геологического строения и термодинамического состояния залежи углеводородов, физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их пластовых флюидов, применяемой системы разработки. От способа вскрытия, конструкции забоя и оборудования забоя зависят добывные возможности скважины.

В зависимости от характера воздействия, создаваемого на кровлю продуктивного пласта гидростатического давления жидкости различают следующие способы вскрытия:

- вскрытие пластов на депрессии;

- вскрытие пластов на репрессии;

- вскрытие пластов на балансе пластового давления.

При выборе способов вторичного вскрытия и перфораторов необходимо учитывать геолого-промысловые характеристики залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

- толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

- расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

- пластовое давление и температура в интервале перфорации;

- число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

- максимальный угол отклонения скважины от вертикали;

- состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;

- свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

На рисунке 7 представлены основные типы выпускаемых отечественной промышленностью перфораторов.

Рисунок 7 - Типы перфораторов для вторичного вскрытия продуктивных пластов

 

При выборе типа перфорации и вида перфоратора можно воспользоваться совмещенной диаграммой (рисунок 8) глубины загрязнения продуктивного пласта и глубины перфорационных отверст, создаваемых различными типами перфораторов.

При выборе рабочей жидкости для гидропескоструйной, гдроструйной, гидроаброзивной и гидромеханической щелевой перфорации должны учитываться следующие основные требования:

- жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта;

- жидкость должна иметь структуру, обеспечивающую вынос абразивного материала на поверхность и не допускающую выпадения шлама при остановке циркуляции;

- жидкость должна быть термостабильной;

- вскрытие пластов не должно сопровождаться выбросами нефти и газа;

- жидкость должна быть технологичной, не дефицитной и не дорогой.

 

Рисунок 8 – Совмещенные диаграммы степени загрязнения продуктивного пласта и степени вскрытия различными перфораторами

 

При вскрытии продуктивных пластов методом ГПП применяют различные типы жидкостей в зависимости от характеристик коллекторов и пластовых давлений:

- водные растворы ПАВ на пресной (технической) или минерализованной воде;

- дегазированная нефть;

- 5 или 6 % раствор соляной кислоты при вскрытии карбонатных коллекторов;

- утяжеленный глинистый раствор в скважинах с высоким пластовым давлением;

- газожидкостная смесь в скважинах с низким пластовым давлением;

- солевые растворы натрия, калия и кальция загущенные полимерами.

По результатам данного раздела следует заполнить таблицы 10-14.