Освоение добывающих скважин.

Освоением добывающих скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину и восстановления естественной проницаемости пласта.

Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Условие вызова притока.

Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия

p_з < p_пл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆ (дельта) p= p_пл - p_з , где

p_пл – пластовое давление; p_з – забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

h ρ g < p_пл,

где h – высота столба жидкости в скважине; ρ - плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. (= 9,8 м/с²)

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо ρ, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Методы освоения скважин.

1. Метод промывки (замена скважинной жидкости) осуществляется при спущенных трубах и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.

В скважину спускают НКТ и нагнетают насосом воду в кольцевое пространство между ЭК и НКТ. При этом глинистый раствор, находящийся в скважине, вытесняется водой на поверхность по НКТ. Так происходит замена одной жидкости на другую с меньшей плотностью, вследствии чего уменьшается давление на забое.

Замена жидкости осуществляется обычно по схеме: буровой раствор – вода – нефть – конденсат, при этом плотность жидкости, уменьшается постепенно и, следовательно, происходит плавное освоение.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот). В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству (между НКТ и ЭК) присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве вытесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, попадает вовнутрь НКТ и разгазирует жидкость в них (столб жидкости облегчается), происходит выброс её на поверхность.. В результате давление на забое сильно снижается, начинается приток и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Нагнетание газа не прекращается до тех пор, пока скважина не очиститься от воды и глинистого раствора и не перейдет на нефть или газ. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

3. Закачка пенных систем заключается в закачке смеси газа с жидкостью (обычно вода или нефть), плотность которой доводится до 400 – 500 кг/м³. Смешивают в специальных смесителях (эжекторе) и нагнетают в пласт.

4. Тартание желонкой – не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной) длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. Спускается в скважину на тонком (16 мм) канате с помощью лебёдки. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны.

Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

5. Свабирование (поршневание) – способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ, при котором на стальном канате в НКТ спускается сваб или поршень. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25 – 37,5 мм) с обратным клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены пластичные резиновые манжеты (3 – 4 шт.), наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над свабом. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над свабом, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются и весь столб жидкости, находящийся над свабом выносится на поверхность. При непрерывном свабировании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток в неё жидкости из пласта. Снижение уровня осуществляется до 1000 м, при большем возможно смятие ЭК горным давлением. Глубина погружения сваба под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебёдки (не превышает 75 – 150 м).

Свабирование (поршневание) – более производительный способ (в 10 – 15 раз производительнее тартания) и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.

6. Понижение уровня глубинным насосом осуществляется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, насосами ШГН или ЭЦН.

Такой метод эффективен, когда известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных способов присущи свои условия рационального применения для соответствующих характеристик осваиваемых коллекторов.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесённых туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.