ВВЕДЕНИЕ 

     Под освоением скважины после ремонта понимают комплекс технологических операций (работ) по восстановлению устойчивой гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и получения промышленного притока пластовых флюидов.

     Восстановление заключается в очистке фильтра и приствольной зоны скважины от загрязнения, увеличения поверхности притока, локальном воздействии на пласт различными методами. Некоторые виды ремонта (например, ввод в эксплуатацию ранее не работающих объектов, перекрытие продуктивных горизонтов дополнительными колоннами) требуют создания новых фильтров для связи с пластом - перфорации, то есть образования отверстий в трубах, цементном камне и горной породе.

      Приток  жидкости в скважины происходит под  действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины, то есть для вызова притока необходимо создание депрессии давления на пласт.

      Следовательно, для получения притока флюидов из пласта, необходимо или уменьшить высоту столба жидкости, или снизить ее плотность. На этих операциях базируются все известные технологии освоения скважин. Перед вызовом притока эксплуатационную колонну проверяют шаблоном, испытывают   на   герметичность   совместно   с   устьевым   оборудованием максимальным давлением, ожидаемым на устье скважины.

      Различают методы освоения пластов с высоким  начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

     Регламентированная депрессия на пласт путем снижения плотности может быть достигнута заменой жидкости в скважине на воду, дегазированную нефть, облегченные обратные эмульсии, газированные жидкости, пенные системы. Разница в плотности последовательно заменяемых агентов не должна превышать предел 0.50 — 0.60 г/см. Если разница плотностей больше, темпы снижения давления на пласт ограничивают. Депрессия давления на пласт снижением уровня жидкости в скважине достигается посредством поршня, скважинными глубинными насосами, нагнетанием инертного газа компрессором или природного газа из соседней скважины.

     Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.

     В заглушенных скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями проблем с вызовом притока, как правило, не возникает и бывает достаточно произвести замену утяжеленной жидкости глушения на не утяжеленную (обработанную ПАВ воду, эмульсию, нефть). В этом случае можно также создать значительный перепад давления между пластом и скважиной, если приствольная зона засорена. В то же время следует иметь в виду степень устойчивости пород пласта. Чрезмерные перепады при освоении скважин могут привести к разрушению скелета пласта и цементного камня в интервале перфорации или самой колонны. Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, величины пластового давления, технического состояния обсадных колонн, взаиморасположения горизонтов насыщенных различными флюидами, наличия оборудования и материалов, опыта освоения аналогичных объектов.

     Наличие сероводорода в продукции скважины обуславливает особые условия освоения, предусмотренные правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 
 
 

2. Замена скважинной  жидкости большей  плотности на меньшую 

     Замена жидкости в скважине осуществляется обычно по схеме обратной промывки (реже прямой). Для этого в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до интервала эксплуатационного объекта. Если пласт сложен устойчивыми породами, то  башмак труб можно расположить в интервале нижних перфорационных отверстий, если порода недостаточно устойчива, то рекомендуется установка башмака выше фильтра. К устьевой арматуре подсоединяется насосный агрегат и в межколонное пространство (между колонной эксплуатационной и НКТ) нагнетается жидкость, плотность которой меньше плотности жидкости глушения, находящейся в скважине. По мере заполнения межколонного пространства облегченной жидкостью, утяжеленная жидкость вытесняется в колонну НКТ, а давление на устье скважины возрастает и достигает максимума в момент подхода жидкости освоения к башмаку НКТ.

     Если заменой одной облегченной жидкостью вызов притока не достигается, ее заменяют последовательно более легкими. Объем каждой порции облегченной жидкости

     Если приток флюидов из пласта начинается до окончания процесса замены, то на выкидной линии устанавливают штуцер, которым регулируют скорость восходящего потока и давление

     Если при замене наблюдаются поглощения жидкости пластом, рекомендуется устранить все искусственные сопротивления на пути восходящего потока (полностью открыть задвижки, убрать штуцеры) и уменьшить подачу насосов.

     Таким способом осваиваются скважины с  большим пластовым давлением  и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. 

Рисунок 1. Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более легкую

1 – жидкость  осоения, 2 – жидкость глушения, 3 – колонная НКТ,

4 –  эксплуатационная колонны, 5 – продуктивный  пласт, 6 – перфорированные каналы. 
 

      3. ОСВОЕНИЕ С ПОМОЩЬЮ СЖАТЫХ ГАЗОВ 

     Получение депрессий на пласт возможно с помощью сжатых газов. Для этого к оборудованному устью скважины подводят газовую линию от компрессора, от пункта сбора газа или из газовой скважины. Депрессия может быть создана залпом (резко) или плавно, в соответствии с выбранным процессом. В зависимости от глубины скважины, прочности обсадной колонны, свойств пород пласта, возможных величин исходных давлений (характеристики компрессора или напор в газовых линиях) давление на пласт можно снизить газированием жидкости, вытеснением жидкости из скважины сжатым газом, нагнетанием в скважину газовых пачек (подушек).

     Способ газирования жидкости заключается в постепенном снижении ее плотности вследствие одновременного нагнетания в скважину жидкой и газообразной фазы, смешиваемой в аэраторе (рисунок 2).

Рисунок 2. Схема газирования

1, 2 –  линия подачи соответственно  газа и жидкости, 3- смеситель, 

4 – задвижка, 5 – обсадная колонная, 6, 8 – колонна  НКТ, 7 – переводник.

     Двигаясь вниз по кольцевому пространству, газ, смешанный с жидкостью, сжимается под весом ее столба, пока не достигнет башмака НКТ. Затем из межтрубного пространства пузырьки газа попадают в НКТ и постепенно расширяются, вследствие чего жидкость поднимается внутри НКТ с одновременным снижением ее плотности. Постепенным газированием плотность газожидкостной смеси в скважине доводят до плотности 400 - 300 кг/м. Скорость нисходящего потока должна быть больше скорости всплывания газовых пузырьков (не менее 0.7-0.8 м/с). Процесс газирования всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине.

     Способ аэрации позволяет осуществлять плавное снижение давления на пласт за сравнительно непродолжительное время.

     Для снижения уровня вытеснением жидкости сжатыми газами в межколонное или трубное пространство подают природный газ из соседней скважины или нагнетают инертный газ компрессором.

     Глубина вытеснения жидкости в НКТ или в межтрубное пространство пропорциональна величине максимального давления, развиваемого компрессором. Для создания заданной депрессии на пласт необходимо снизить давление нагнетаемого газа на устье до атмосферного давления. При этом уровни жидкости в трубах и межтрубном пространстве выравниваются.

     Если глубина спуска НКТ меньше величины максимального давления компрессора, то сжатый газ оттесняет жидкость вниз к башмаку насосно-компрессорных труб и, в зависимости от схемы циркуляции, прорывается внутрь труб или межтрубное пространство, газирует жидкость и выталкивает ее на устье скважины. По мере насыщения жидкости газом ее плотность и давление столба уменьшаются. После выброса каждой порции жидкости из скважины ее уровень падает и соответственно снижается давление на пласт. С началом притока пластовых флюидов в скважину подача газа прекращается.

     При необходимости снижения уровня на глубину, превышающую развиваемое компрессором давление, то жидкость насыщается газом через специальные отверстия или клапаны. Первый клапан расположен на расстоянии от устья, которое может достигать сжатый газ, или на 20 - 30 м выше. Газ, прорываясь через клапан, газирует и вытесняет жидкость, расположенную над клапаном, после чего первое отверстие перекрывается, а уровень жидкости оттесняется до отверстий следующего клапана. Число клапанов обусловлено величиной депрессии, необходимой для вызова притока пластовых флюидов.

     Снижение уровня в скважине созданием газовой подушки достигается нагнетанием в межтрубное пространство достаточно большого объема газа под максимальным давлением. Поверх газовой подушки нагнетают воду со скоростью, исключающей прорыв пузырьков газа вверх и скапливания его в межтрубном пространстве у устья. По мере оттеснения вниз газовая подушка сжимается, давление в ней возрастает, а вода из НКТ изливается. Суммарная высота столба воды и сжатого газа в межколонном пространстве должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из пласта. После прекращения нагнетания воды межколонное пространство на устье открывают и вода, расположенная выше газовой подушки, выбрасывается за счет энергии сжатого газа.

     Снижать уровень в скважине можно и нагнетанием газовых пачек. Сжатый газ нагнетается в межтрубное пространство до максимального давления и проталкивается водой до башмака НКТ. Газ, поднимаясь по внутреннему каналу НКТ, снижает плотность находящейся там жидкости, в результате чего давление нагнетания падает, что позволяет производить нагнетание второй пачки газа. Чередуя эти операции, можно продувать скважины газом с созданием значительных депрессий на пласты.

     Существенным недостатком снижения уровня компрессором является большие колебания давления. При залповом создании депрессии в момент выброса на дневную поверхность очередных порций жидкости интенсифицируется приток из пласта. Если коллектор неустойчив, резкая интенсификация притока может сопровождаться разрушением скелета породы и выносом большого количества песка.