Ø Останавливают и глушат скважину.

Ø Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

Ø Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции. При обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

Ø Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.

Ø Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Ø Закачивают приготовленный тампонажный раствор в пласт.

Ø Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.

Освоение скважин

Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация — процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д. Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание — извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части — скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание—малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды. Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Поршневание (свабирование) заключается в постепенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25—37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манжеты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра спускают насосно-компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75—150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стенке труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жидкости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Регулирование работы фонтанной скважины

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее, и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможном меньшем газовым факторе, при минимальном поступлении песка из пласта в скважину и не допущении преждевременного прорыва в скважину контурных или подошвенных вод.

Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер – это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцеры изготавливают из износостойкой стали. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит.

Методы перфорации и торпедирования скважин

По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину.

Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле.

Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т. д.

Существуют четыре способа перфорации:

Ø пулевая,

Ø торпедная,

Ø кумулятивная,

Ø пескоструйная.

Первые три способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.

Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8—10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.

Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4—5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65—145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала— 12,5 мм.

На рисунке показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90. При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600—800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145—350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры— 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100—160 мм, диаметр канала — 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18