Подготовка к эксплуатации и освоение скважин

лет. В течение этого времени месторождение проходит различные стадии разработки 

-  от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до последних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях. В ряде случаев в результате накопления информации о неоднородности пласта и расчлененности его на самостоятельные пропластки выявляется необходимость их раздельной эксплуатации или раздельной закачки воды в разные пропластки через одну и ту же скважину. Надежно определить условия эксплуатации данной скважины на весь период ее работы не представляется возможным. Однако чем лучше конструкция скважин соответствует всему возможному разнообразию условий их работы в будущем, тем легче выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или для раздельной эксплуатации пластов.

факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины

является конструкция призабойной части.

а - открытый забой;
б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;
в - забой с фильтром;
г - перфорированный забой

эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон . месте

с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
 Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
-  упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
-  надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
-  возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
-  возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
-  устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

- скважина,  несовершенная по характеру вскрытия,
в - скважина с двойным

видом несовершенства по степени и характеру вскрытия.

вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта.

После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.
Цель освоения  -  восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, то есть давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.









Освоение азотом

из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан

со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната.
Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Кресло оператора
7.   Укладчик проволоки
8.   Верстак с тисками
9.   Шкаф для одежды
10.

Барабан канатный
11. Барабан проволочный

Установка для тросовых работ и исследования скважин и глубокого тартания на глубинах до 6500 м

насосно-компрессорные трубы (НКТ). При спуске поршня под уровень, жидкость перетекает

через клапан в пространство над поршнем. При подъеме, клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из

бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению.

фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин.
При нагнетании газа, жидкость в

межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.
Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен.

не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из

них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем.
Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.
В различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта.
Первичное вскрытие – это

процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. 
Вторичное – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит величина притока жидкости, т.е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

зону и снижает ее проницаемость. Это связано с частичной или

полной закупоркой поровых каналов глинистыми частицами, содержащимися в жидкости, возникновением фазовых проницаемостей, набуханием глин. Основной отрицательный эффект связан с набуханием глин при поступлении в пласт пресной воды. Вследствие этого реальный дебит скважины всегда меньше, чем ее потенциально возможный, который можно получить из совершенно незагрязненного пласта. Поэтому при вскрытии пласта стремятся к созданию таких условий, при которых загрязнение было бы минимальным. Кроме того, при вторичном вскрытии пласта необходимо выполнение таких требований как сохранение прочностных характеристик эксплуатационной колонны и цементного камня, а также ограничение поступления пластовой воды к забою скважины, что достигается выбором соответствующего интервала перфорации. С целью снижения рассмотренных негативных факторов для вскрытия пластов готовят специальные составы с необходимыми реологическими характеристиками. В качестве основы растворов используют воду или углеводородные жидкости, например, различные нефтепродукты.

Эта операция называется перфорацией. Существует несколько типов перфораторов: пулевые, торпедные,

кумулятивные, гидропескоструйные.

и каналов в пласте происходит за счет энергии пуль и

торпед, получающих ее при взрыве заряда, находящегося в специальных камерах.

металла направленной огненной струёй. При этом происходит незначительное разрушение цементного

камня за колонной.

абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок

специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб.

Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М: 1 - корпус;
2 - шар опрессовочного клапана;
3 - узел насадки;
4 -  заглушка;
5 - шар клапана;
6 - хвостовик;
7 - центратор.

перфорационных отверстий на 1 м длины колонны обсадных труб.
На результаты

вскрытия пласта перфорацией влияют различные факторы, поэтому при планировании технологических операций вскрытия и освоения продуктивных пластов необходимо учитывать конкретные геолого-промысловые условия, например, свойства пласта и промывочной жидкости, технологические параметры процесса – репрессию на пласт при вскрытии и депрессию при освоении, тип перфоратора и плотность перфорации и т.п.

следует отдавать предпочтение технологии вызова притока, при которой вторичное вскрытие

производится с применением технологической жидкости на углеводородной основе плотностью менее 1.0 кг/л.
Если скважина не выходит после перфорации на режим фонтанирования, необходимо использовать технологию вызова притока методом свабирования.
При реализации этой технологии в скважину с целью контроля освоения следует спустить на якоре на глубину 1900-2500 м автономный цифровой манометр. Свабирование следует производить по цикловой схеме, в соответствии с которой процесс отбора 10-12 м3 жидкости чередуется с ожиданием притока в течение 6-8 часов. Скважина считается освоенной, если она вышла на режим устойчивого фонтанирования или если установился квазистационарный режим притока при снижении уровня до проектной глубины (1000 м) и извлечении из пласта жидкости, объём которой равен объёму пор околоскважинной зоны пласта в радиусе 0.5 м. При отсутствии притока следует провести мероприятия по интенсификации притока и повторить операции по вызову притока.

Сибири установлено, что суточные дебиты добывающих скважин в значительной мере

зависят не только от коллекторских свойств пород продуктивных пластов, но и от качества вскрытия нефтеносных горизонтов при бурении скважин.
Несовершенство вскрытия продуктивного пласта связано с двумя основными причинами:
промывочные жидкости не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к ним с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, и содержат недопустимое количество твердой фазы, приводящей к кольматации;
повышение плотности бурового раствора, которое приводит к недопустимой репрессии на пласт.
Вследствие указанных причин при вскрытии продуктивного пласта происходит ухудшение естественного состояния приствольной зоны, которое вызывается следующими физико-химическими процессами:
набуханием глинистых частиц, содержащихся в породах пласта при их контакте с фильтратом раствора;
образованием устойчивых эмульсий при перемешивании фильтрата бурового раствора с пластовой нефтью;

взаимодействии фильтрата бурового раствора с пластовой жидкостью;
проникновением в пласт твердых

частиц и закупориванием ими каналов приствольной зоны.