Освоение и испытание скважин

Под освоением понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки приствольной зоны продуктивного пласта и скважины от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают колонну насосно-компрессорных труб, нижний конец которой устанавливают на 50—150 м выше интервала перфорации (либо на иной глубине, согласованной с добывающим предприятием). Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки (рис. 91). На каждом боковом отводе елки фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру, к которой подсоединяют короткую трубу, оборудованную карманами для размещения термометров, трехходовыми краниками и задвижками высокого давления. На всех боковых отводах устанавливают регистрирующие и показывающие манометры, пробоотборник и, по возможности, расходомер. После задвижек высокого давления к трубам присоединяют сборную линию низкого давления, которая связывает скважину с трапом и мерными емкостями. Трапную установку и мерные емкости размещают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. От трапной установки прокладывают два трубопровода: один — к коллектору для сбора жидкости, второй — к факельному стояку для сжигания газа, выделяющегося в трапе. Факельный стояк размещают на расстоянии не менее 100 м от скважины, трапа и мерных ем-костей.

К отводам фонтанной арматуры подсоединяют также сбросовую линию с краном высокого давления. Эту линию используют для отвода в сборную емкость (или к факелу) жидкости, поступающей из скважины при освоении, а также для промывки всех линий обвязки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине. Уменьшить противодавление на продуктивный пласт можно снижением плотности и уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Величину депрессии для получения притока выбирают в зависимости от типа коллектора (гранулярный или трещинный), вида пластовой жидкости (нефть, газ, вода), устойчивости коллектора и коллекторских свойств пласта. В газовых скважинах при одинаковом типе коллектора величина депрессии существенно меньше, чем в нефтяных.

Существует несколько способов вызова притока из пласта. Если коэффициент аномальности пластового давления существенно больше единицы, коллекторские свойства пласта хорошие и приствольная зона загрязнена мало, часто бывает достаточно заменить промывочную жидкость, которой была заполнена колонна накануне перфорации, на воду либо нефть. В тех же случаях, когда коэффициент аномальности пластового давления не превышает единицы, коллекторские свойства плохие или приствольная зона продуктивного пласта сильно загрязнена в период бурения, цементирования и перфорации, для получения притока приходится не только заменять промывочную жидкость на воду или нефть, но также аэрировать воду либо снижать уровень воды (нефти) в обсадной колонне. Заменять промывочную жидкость на воду рекомендуется постепенно.

Наиболее эффективный способ освоения — постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне. Для этого в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами одновременно закачивают воду цементировочным насосом и воздух передвижным промысловым компрессором. Постепенно увеличивая подачу воздуха, можно в довольно широких пределах регулировать плотность водовоздушной смеси и уменьшать противодавление на пласт. Чтобы достичь большей плавности снижения противодавления и уменьшить расход воздуха, рекомендуется к воде перед аэрированием добавлять пенообразующее ПАВ. После получения притока из продуктивного пласта насос и компрессор отключают, а скважине дают возможность поработать.

Распространенным является также компрессорный способ освоения. Для этого в межколонное пространство передвижным компрессором нагнетают воздух. Сжатый воздух оттесняет воду вниз к башмаку насосно-компрессорных труб, а затем, прорвавшись внутрь этих труб, газирует жидкость и выталкивает ее на дневную поверхность. По мере насыщения жидкости воздухом плотность и давление столба ее уменьшаются, а после выброса каждой порции воды из труб уровень жидкости в скважине падает. После того как начнется приток пластовой жидкости в скважину, компрессор отключают.

Существенный недостаток компрессорного способа освоения — большие колебания давления. При резком снижении давления на пласт в момент выброса на дневную поверхность очередных порций воды интенсифицируется приток из пласта. Если коллектор продуктивного пласта недостаточно устойчив, резкая интенсификация притока может сопровождаться разрушением скелета породы, выносом в скважину большого количества песка и образованием песчаной пробки.

Иногда уровень жидкости снижают поршневанием. Для этого в насосно-компрессорные трубы на канате 1 (рис. 92) спускают специальный поршень 5. Пока поршень под тяжестью грузовой штанги 2 опускается вниз, вытесняемая им жидкость перетекает через осевой канал в поршне и полость патрубка 4 в пространство над клапаном 3. При подъеме поршня клапан 3 закрывается, а жидкость, находящаяся под ним, вытесняется вверх и переливается через верхний открытый конец насоснокомпрессорных труб. Глубина погружения поршня под уровень жидкости зависит от прочности каната и достигает 300 м. Cпoсоб можно применять лишь в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье скважины. Время, необходимое для получения притока таким способом, гораздо больше, чем предыдущими способами.

Для освоения скважин, продуктивный пласт в которых имеет низков пластовое давление или сильно загрязнен в процессе бурения, с успехом могут быть использованы опробователи, опускаемые на колонне труб. Для повышения эффективности освоения скважин, вскрывших нефтеносные пласты с низкими коэффициентами аномальности, целесообразно до перфорации снижать давление в обсадной колонне до пластового или даже несколько ниже последнего.

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар. Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня. Обычно в течение первых 1,5—2 ч используют штуцер диаметром 6—8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра — 5 мм. При таком диаметре штуцера скважина работает до тех пор, пока не стабилизируются давления у устья в межколонном пространстве и на головке (буфере) фонтанной елки, а также дебит. В случае притока из газоносного пласта скважин в течение первых 2—3 ч позволяют фонтанировать через верхний боковой отвод елки в обход штуцера с целью удаления жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, и очистки забоя, а затем поток направляют через нижний боковой отвод и штуцер. Газ, выходящий из скважины, сжигают в факеле.

После стабилизации давлений у устья и дебита при данном диаметре штуцера скважину считают освоенной и приступают к исследованию ее. Исследование проводится с целью определения -всех промысловых характеристик при установившихся режимах работы: дебита, газового фактора, забойных и пластового давлений, температуры, коэффициента продуктивности скважины, проницаемости и гидропроводности пласта, а также состава и свойств пластовой жидкости (газа). Режим работы считают установившимся, если при данном диаметре штуцера забойное и устьевые давления и дебит стабильны. Скважину исследуют при четырех-шести режимах: сначала при минимальном диаметре штуцера, затем диаметр штуцера ступенями увеличивают. По данным таких исследований строят индикаторную кривую «дебит — депрессия», выявляют оптимальный режим притока, повторяют исследование при таком режиме и регистрируют кривую восстановления давления. Исследование одного пласта обычно занимает несколько суток. Исследование при одном режиме считают законченным, если два последовательных намерения давлений и дебитов практически (в пределах погрешности приборов) совпадают. Устьевые давления измеряют обычно через каждые 3 ч, забойные давления и дебиты — 1—2 раза в сутки. Для измерения забойных давлений используют глубинные манометры, а устьевых давлений — образцовые манометры. Спустя сутки после регистрации кривой восстановления давления глубинным манометром делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине.

Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен; его устанавливают по согласованию с добывающим предприятием. После окончания исследований проводят кратковременную (не менее 10—15 сут) пробную эксплуатацию скважины на оптимальном режиме по плану, согласованному с НГДУ.

В разведочных скважинах детально исследуют как объекты, при опробовании которых были получены притоки нефти и газа, так и объекты, которые не были опробованы в процессе бурения, но о перспективности которых свидетельствуют материалы промыслово-геофизических исследований. Испытание может быть назначено также в том случае, если при опробовании были получены отрицательные результаты, но имеется обоснованное сомнение в правильности их.

Если в разведочной скважине предстоит испытать несколько пластов, операцию начинают с нижнего. По окончании исследования нижнего пласта скважину задавливают промывочной жидкостью, удовлетворяющей указанным выше требованиям, устанавливают цементный мост в интервале между нижним и ближайшим к нему вышерасположенным объектом, проверяют герметичность моста после затвердения тампонажного раствора способом понижения уровня жидкости в колонне. Если мост герметичен, обсадную колонну перфорируют против второго снизу перспективного пласта, вызывают приток из него и проводят детально исследование. Так, следуя снизу вверх, последовательно испытывают все перспективные объекты. Испытание считают законченным, если по всем объектам получены результаты, позволяющие составить качественную характеристику каждого пласта и определить основные параметры.

Если при испытании объекта получают большой дебит нефти или газа, к испытанию последующих, расположенных выше объектов приступают только с разрешения организации, подчиненной непосредственно соответствующему министерству. Такое разрешение дают лишь в исключительных случаях. Это объясняется тем, что при задавливании пласта для прекращения притока и установки цементного моста коллекторские свойства его в приствольной зоне могут быть сильно ухудшены. Как правило, после получения интенсивного притока нефти или газа из пласта и полного исследования его скважину передают НГДУ для эксплуатации.

Для работ, связанных с получением притока и исследованием первого объекта в разведочных скважинах, используют буровую установку. Освоение и исследование последующих объектов в разведочных скважинах и освоение эксплуатационных скважин, как правило, ведут с помощью более легких передвижных установок.

На испытание (исследование) каждого объекта составляют план, утверждаемый руководителями бурового предприятия; в случае, если скважина подлежит передаче нефтегазодобывающему предприятию, этот план согласовывают с руководством последнего. По окончании испытания скважины составляют акты о результатах исследования каждого объекта, установке цементных мостов и проверке их герметичности, о передаче скважины в эксплуатацию либо консервации ее, если площадь еще не подготовлена для эксплуатации, либо о ликвидации скважины, если результаты испытания полностью отрицательные.