Освоение и испытание скважин. Способы вызова притока флюидов из пласта

ЛЕКЦИЯ 16

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов.

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта после выполнения соответствующей операции.

В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание уделяется конструкции забоя. В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (см. рис. 16.1).

Рисунок 16.1 - Схемы конструкций забоев при заканчивании скважин:

1 - обсадная колонна; 2 - фильтр; 3 - цементный камень; 4 - пакер; 5 - перфорационные отверстия; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик

1. Установка эксплуатационной колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 16.1, б) или хвостовика (рис. 16.1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются (рис. 16.1, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 16.1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим перфорированием колонны против продуктивных горизонтов (рис. 16.1, г).

Пподготовка скважины к освоению

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры, для отбора проб жидкости, выходящей из скважины, и др. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Фонтанную арматуру можно разделить на две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка — для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Между трубной головкой и фонтанной елкой расположена центральная задвижка высокого давления. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждый из которых оборудован двумя задвижками высокого давления, манометрами, а отводы елки — также термометрами и штуцерными камерами. К боковым отводам трубной головки при необходимости подсоединяют компрессоры и насосные агрегаты.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины. До установки на скважине арматуру опрессовывают пробным давлением, указанным в паспорте. После монтажа арматуры на устье проверяют опрессовкой герметичность трубной головки и фонтанной елки.

Способы вызова притока из пласта, освоение скважины

Вод освоением подразумевают комплекс работ по вызову притока флюида из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Для вызова притока из пласта, сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давлений, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании больших депрессий. При выборе способа вызова притока, величины и характера создания депрессии необходимо учитывать устойчивость и структуру породы коллектора, состав и свойства насыщающих его флюидов, степень загрязнения при вскрытии, наличие близрасположенных проницаемых горизонтов (например, водоносных), прочность обсадной колонны и состояние крепи скважины. При очень резком создании большой депрессии возможно нарушение прочности и герметичности крепи, а при кратковременном, но сильном увеличении давления в скважине — поглощение жидкости в продуктивный пласт.

Замена тяжелой жидкости на более легкую. Колонну НКТ спускают до перфорационных отверстий. Замену жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции: передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне. По мере того, как более легкая жидкость заполняет межтрубное пространство и вытесняет более тяжелую жидкость в НКТ, давление в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ, и не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны

, (16.1)

, (16.2)

где r_пр и r_ож - плотности тяжелой и облегченной жидкостей, кг/м³; z_НКТ - глубина спуска колонны НКТ, м; Р_НКТ и Р_МТ - гидравлические потери в колонне НКТ и в межтрубном пространстве, Па.

Путем совместного решения уравнений (16.1) и (16.2) можно найти предельно допустимое снижение плотности жидкости в колонне (r_пр - r_ож) за один цикл циркуляции в случае, если продуктивный пласт сложен устойчивой породой. Если же порода слабоустойчива, величину снижения плотности за один цикл циркуляции уменьшают еще более, порою до r_пр - r_ож = 150 - 200 кг/м³. При планировании работ по вызову притока следует учитывать это и заблаговременно готовить емкости с запасом жидкостей соответствующих плотностей, а также оборудование для регулирования плотности.

При закачивании более легкой жидкости следят за состоянием скважины по показаниям манометров и по соотношению расходов закачиваемой в межтрубное пространство и вытекающей из НКТ жидкостей. Если расход выходящей жидкости увеличивается, это признак начавшегося притока из пласта. В случае быстрого увеличения расхода на выходе из НКТ и падения давления в межтрубном пространстве выходящий поток направляют через линию со штуцером.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта, прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Когда коллектор сложен слабоустойчивой породой, дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью. Для этого к межтрубному пространству скважины подсоединяют поршневой насос и передвижной компрессор. После промывки скважины до чистой воды регулируют подачу насоса так, чтобы давление в нем было значительно ниже допустимого для компрессора, а скорость нисходящего потока была на уровне примерно 0,8 - 1 м/с, и включают компрессор. Поток воздуха, нагнетаемого компрессором, смешивается в аэраторе с потоком воды, подаваемой насосом, и в межтрубное пространство поступает газожидкостная смесь; давления в компрессоре и насосе при этом начнут возрастать и достигнут максимума в момент, когда смесь подойдет к башмаку НКТ. По мере продвижения газожидкостной смеси по колонне НКТ и вытеснения воды давления в компрессоре и насосе будут снижаться. Степень аэрации (т. е. отношение объема и воздуха к объему воды в смеси при атмосферном давлении) и уменьшения статического давления в скважине увеличивают небольшими ступенями после завершения одного-двух циклов циркуляции так, чтобы давление в межтрубном пространстве у устья не превышало допустимого для компрессора.

Существенный недостаток этого способа —- необходимость поддержания достаточно больших расходов воздуха и воды. Значительно сократить расход воздуха и воды и обеспечить эффективное уменьшение давления в скважине можно при использовании вместо водовоздушной смеси двухфазной пены. Такиепены готовят на основе минерализованной воды (лучше пластовой из продуктивного горизонта), воздуха и подходящего пенообразующего ПАВ.

Снижение давления в скважине с помощью компрессора. Для вызова притока из пластов, сложенных прочными, устойчивыми породами, широко применяют компрессорный способ снижения уровня жидкости в скважине. Сущность одной из разновидности этого способа такова. Передвижным компрессором нагнетают воздух в межтрубное пространство с таким расчетом, чтобы возможно глубже оттеснить уровень жидкости в нем, аэрировать жидкость в НКТ и создать депрессию, необходимую для получения притока из продуктивного пласта. Если статический уровень жидкости в скважине перед началом операции находится у устья, глубину, до которой можно оттеснить уровень в межтрубном пространстве при нагнетании воздуха, легко найти из уравнения равновесия давлений

, (16.3)

, (16.4)

где z_сн - глубина снижения уровня, м; Р_комп - наибольшее давление, создаваемое компрессором, Па;

Если же статический уровень находится на глубине z_cт значительно ниже устья, то при снижении уровня в межтрубном пространстве до глубины z_cн на величину h_мт = z_сн - z_cт, уровень жидкости в НКТ поднимется на величину h_HKТ = (h_мтF_мт)/ F_НКТ, а уравнение равновесия примет вид

, (16.5)

где F_НКТ и F_мт - соответственно площади сечения проходных каналов в НКТ и в межтрубном пространстве, м².

Из уравнения (16.5) можно найти предельно возможную глубину оттеснения уровня жидкости в межтрубном пространстве. Если z_cн > z_HKT, то нагнетаемый воздух прорвется в НКТ и начнет аэрировать жидкость в них, как только уровень в межтрубном пространстве опустится до башмака НКТ. Если же z_cн < z_HKT, то предварительно при спуске НКТ в скважину в них устанавливают специальные пусковые клапаны.

После получения притока нефти или газа скважина должна в течение некоторого времени поработать с возможно большим дебитом, чтобы из приствольной зоны можно было удалить проникшую туда промывочную жидкость и ее фильтрат, а также другие илистые частицы; дебит при этом регулируют так, чтобы не началось разрушение коллектора. Периодически отбирают пробы вытекающей из скважины жидкости с целью изучения состава и свойств ее и контроля за содержанием в ней твердых частиц. По уменьшению содержания твердых частиц судят о ходе очистки приствольной зоны (ПЗП).

Если, несмотря на создание большой депрессии, дебит скважины оказывается низким, то обычно прибегают к различным способам стимулирующего воздействия на пласт.

Испытание скважин проводят с целью получения достоверной и полной информации, необходимой для оценки коллекторских свойств исследуемого объекта, подсчета запасов нефти и газа в нем, определения продуктивности, выбора способа и оптимального режима их эксплуатации, а также режима разработки месторождения в целом. К испытанию приступают сразу же после освоения скважины, а при необходимости — после стимулирующего воздействия. В разведочных скважинах каждый продуктивный объект испытывают отдельно от других; испытание проводят последовательно, начиная с нижнего объекта. Прежде, чем испытывать следующий, вышерасположенный объект, его изолируют от испытанного объекта с помощью герметичного цементного моста. Подробно технология испытания пластов и методика обработки результатов его рассмотрена в учебниках

Дата добавления: 2014-01-04