3.6.Вызов притока и освоения скважин

Скважина осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. По техническим правилам ведения буровых работ в России гидростатическое давление столба бурового раствора должно составлять 10-15% от пластового давления при глубине скважины не более 1200 м и 5% при больших глубинах. При перфорации репрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления.

Для проведения ремонта ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат). Глушение скважины жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа, при снятии устьевого оборудовании и подъеме НКТ из скважины, т.е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости ПЗ, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудование, не была токсична, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной.

Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применяют техническую воду, обработанную ПАВ, пластовую воду плотностью до 1120-1190 кг/м3, водный раствор хлористого натрия до 1160 кг/мз или кальция до 1382 кг/м3, глинистый раствор до 1700 кг/м3. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых пластах применяют буферные жидкости объемом 1 м3, в качестве которых используют водные растворы карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), вязкоупругую смесь (ВУС), разработанную «ВНИИнефть».

Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении обеспечивается применением гидрофобно-эмульсионных растворов, стабилизированных депедратированными полиамидами ЭС-2 и содержащих при необходимости утяжелители барит, бематит.

Таким образом. перед вызовом притока давление на забое скважины больше лил равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия: Рзаб < Рпл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆Р=Рпл – Рзаб. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

h ∙ ρ ∙ q<Рпл,

где h — высота столба жидкости в скважине,

ρ — плотность жидкости;

q — скорость свободного падения.

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

Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с ее назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока.

Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора.

В промысловой практике нашли применение следующие три основные метода вызова притока:

• замена жидкости;

• аэрация;

• продавка.

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины по схеме:

• буровой раствор с большей плотностью

• буровой раствор с меньшей плотностью

• вода

• нефть

• газоконденсат.

Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространвство (обратная промывка). Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивают посредством агрегата ЦА-320М, либо насосной установкой типа УН 1-630*700А.

Аэрация (газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости постепенно вводят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300-400 кг/м3. Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания пузырьков газа должна быть не менее 0,8-1 м/сек. Газ вводят с помощью аэратора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан, предупреждающий поступление газа в обратном направлении и затем жидкости в компрессор. Можно использовать газ из газовых скважин, воздух от передвижного компрессора и газообразный азот от автомобильной газификационной установки АГУ-8К.

Наибольшее применение для освоения скважин нашла передвижная установка УКП-80, передвижная компрессорная станция СД-9/101, дизельные компрессорные станции: ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200Т, ДКС-3,5/400Б и компрессорный агрегат АКА-7/200, которые представляют собой автономные установки. Они предназначены для освоения глубоких скважин в условиях Западной Сибири.

Более эффективно применение пенных систем при освоении скважины. Они придают процессу вызова притока плавность и устойчивость. Для получения пенной системы в жидкость вводят пенообразующие ПАВ ( ОП-10, дисолван, сульфанол) и стабилизаторы (полиакриламид).