Тема 2 методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважины – комплекс мероприятий по вызову притока из пласта. После бурения скважины, проводится вскрытие пласта путем перфорации обсадной колонны. Этот процесс иногда называют вторичным вскрытием пласта, в связи с тем, что призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают, загрязнены тонкой глинистой коркой.

Цель освоения – пуск в эксплуатацию скважины, получение продукции соответствующей ее потенциальным возможностям. Операции по вызову притока сводятся к созданию на забое давления ниже пластового, т.е. создается депрессия на пласт (разность пластового и забойного давлений). Величина депрессии зависит от состояния пласта. В устойчивых коллекторах эта депрессия может быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда планируется фонтанный способ эксплуатации, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет. Можно выделить несколько основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением скважины с возможным фонтанированием на устье устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

2.1 Замена жидкости в скважине.

Замена жидкости осуществляется в основном при ожидании возможного фонтанирования при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины водой или дегазированной нефтью, получаем уменьшение забойного давления на величину

,	(2.1)

где ρ₁ – плотность глинистого раствора; ρ₂ – плотность промывочной жидкости; L – глубина спущенных НКТ; β – средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с пластовым давлением близким к гидростатическому P_пл > ρ₂ּgּLּcos β и при наличии коллекторов, хорошо подающихся освоению. Как видно из формулы (2.1), при смене глинистого раствора (ρ₁ = 1200 кг/м³) на нефть (ρ₂ = 900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью цементировочных агрегатов, а иногда и буровых насосов.

2.2 Компрессорный способ освоения.

Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полу фонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К затрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, и следовательно, давление на забое P_з. При P_з < P_пл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков МПа. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и газирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после газирования обозначить Р₁, то забойное давление Р_с будет равно

,	(2.2)

где Н – глубина забоя (до верхних перфораций); L – глубина пускового отверстия; ρ₁ – плотность скважинной жидкости; β – средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

.	(2.3)

Вычитая из (2.3) (2.2), найдем депрессию на пласт

.	(2.4)

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ΔР при прочих равных условиях.

2.3 Освоение скважин закачкой газированной жидкости.

Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий, по меньшей мере, такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует выталкивающая сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 – 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ, и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 – 1 м/с.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя – выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

2.4 Тартание

Тартание – это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается устройство для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не более 0,06 м³.

2.5 Поршневание

При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 –

37,5 мм) с клапаном, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты

(3 – 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень клапан открывается и жидкость перетекает 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 обычно не превышает 75 – 150 м. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса и загрязнением устья скважины.

2.6 Освоение скважинными насосами

На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ЭЦН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами динамический уровень снижается, забойное давление уменьшается, становится ниже пластового и устанавливается приток из пласта. Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах применяются и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения.

При совместном транспорте нефти и газа при освоении очередной скважины применяется способ «раскачивания» скважины – подача из нефтегазосборного коллектора под давлением нефтегазовой смеси в НКТ, а затем в затрубное пространство. Эта операция выполняется несколько раз до начала работы скважины.