Освоєння свердловин

Залежно від характеристики нафтоносного пласта процес освоєння свердловини може включати в себе комплекс різних технологічних операцій: заміну промивальної рідини, що знаходиться в обсадній колоні, більш легкою (водою, нафтою), чи аерованою рідиною; видалення частини промивальної рідини з обсадної колони.

При застосуанні будь-якого з методів освоєння добиваються такого положення, щоб тиск стовпа промивальної рідини, що знахо-диться у свердловині, став меншим від тиску в нафтоносному пласті. Унаслідок такого перепаду тиску, нафта із пласта починає надходити у свердловину, й останню здають в експлуатацію.

Освоєння свердловини, обсадженої експлуатаційною колоною, включає в себе такі роботи: встановлення надземного обладнання, перфорацію, виклик припливу, очищення продуктивного пласта та стимулювання припливу, проведення досліджень з метою визначення кількісної і якісної характеристик пласта і флюїдів, що в ньому.

Ці роботи забезпечують: створення гідродинамічного зв'язку пласта зі свердловиною; приплив нафти чи газу за величиною, близькою до потенційної; збереження цілісності скелету пласта в при вибійній зоні; запобігання прориву пластової води (нижньої або верхньої) і газу з газової шапки, перетоку рідини між пластами; збереження цілісності експлуатаційної колони; попередження неконтрольованих фонтанних проявів; збереження, відновлення або підвищення проникності при вибійної зони свердловини; охорону надр та навколишнього середовища і виконання правил техніки безпеки .

Освоєння свердловини проводиться після випробування експлуатаційної колони на герметичність у відповідності з нормативними документами, виходячи з умов проведення запланованих технологічних процесів при освоєнні, експлуатації і ремонті свердловин.

Методи освоєння свердловини та виклику рідини та газу з пласта в свердловину, які застосовують у промисловій практиці, базуються на трьох способах зниження протитиску на пласт: зменшення густини рідини, яка заповнює свердловину, рівня рідини в свердловині, вибійного тиску після попередньої дії на продуктивні пласти. Приплив рідини з пласта починається тоді, коли тиск стовпа рідини в свердловині стає меншим від пластового тиску, тобто при створенні депресії пласта.

Виклик припливу шляхом заміщення рідини в експлуатаційній колоні з більшою густиною на рідину з меншою густиною

Для цього спускають НКТ у свердловину до рівня перфораційних отворів. У затрубний простір подають рідину меншої густини насосним агрегатом, витісняючи в колону НКТ розчин більшої густини. Після того як рідина з меншою густиною доходить до вибою і потрапляє в НКТ, починає знижуватись вибійний тиск. Коли значення тиску на вибої стає меншим від пластового тиску, тобто створюється депресія на пласт, стає можливим приплив рідини з продуктивного горизонту. Якщо продуктивний горизонт утворений тріщинуватими породами, то заміщення рідин у свердловині проводять у декілька етапів, причому густина рідини заміщення на кожному наступному етапі є меншою, ніж на попередньому.

Виклик припливу за допомогою повітряної подушки

Виклик припливу за допомогою повітряної подушки досягають шляхом зменшення рівня рідини в свердловині внаслідок використання енергії стиснутого повітря. Згідно з цим методом колону НКТ спускають до верхніх отворів перфорації, а компресор і насосний агрегат обв'язують із затрубиим простором за допомогою гирлового обладнання. У затрубний простір нагнітають компресором повітря, внаслідок чого утворюється повітряна подушка висотою H. Потім компресор відключають і за допомогою цементуючого агрегату напомповують у затрубний простір певний об'єм води (залежно від запланованої глибини зниження рівня). Воду напомповують з такою швидкістю, щоб бульбашки повітря не могли рухатись вгору і скупчуватись у затрубному просторі біля гирла свердловини. До . моменту припинення нагнітання води її стовп над повітряною подушкою досягне висоти H_в. Сумарна висота стовпа рідини й стовпа стиснутого повітря повинна бути більша глибини зниження рівня в свердловині, необхідного для одержання припливу з продуктивного пласта. Після припинення подачі води затрубний простір на гирлі швидко з'єднують з атмосферою й рідина, що міститься над повітряною подушкою, під дією енергії стиснутого повітря викидається із свердловини.

Виклик припливу з використанням пускових клапанів

Згідно з цим методом припливу в свердловині досягають шляхом зниження рівня рідини в трубах за рахунок її аерації та наступного викиду. Перед спуском у свердловину на колоні НКТ розміщують у попередньо розрахованих місцях спеціальні пускові клапани. Використовуючи компресорний агрегат, у затрубний простір нагнітають повітря й знижують рівень рідини. Якщо рівень рідини в затрубному просторі буде нижче рівня розміщення клапана на колоні НКТ, то при його відкритті повітря із затрубного простору надійде в колону й витіснить рідину, що знаходиться над клапаном.

У випадку застосування декількох пускових. клапанів після першого викиду рідини отвір у першому клапані перекривають (наприклад за допомогою канатної техніки), а рівень рідини в затрубному просторі знижують до рівня розміщення наступного клапана. Кількість пускових клапанів залежить від значення депресії, яку необхідно отримати для виклику припливу пластової рідини.

Освоєння свердловин із застосуванням струменевих апаратів, (рос. освоение скважин с применением струйных аппаратов; англ. ejector well completion; нім. Erschliessung f der Sonden mit Hilfe von Strahlvorrichtungen) — технологія освоєння свердловин, коли з метою викликання припливу, оцінки фільтраційних властивостей порід, очищення привибійних зон пласта та відновлення фільтраційних властивостей використовуються струменеві апарати (пристрої) стаціонарного або вставного типу (ПОС та ПЕОС і ПГДП), в основу роботи яких покладено принцип дії ежектора. За допомогою цього обладнання частково або повністю можна виконувати операції: миттєве зменшення тиску над пластом, забезпечення припливу на вибій свердловини пластового флюїду, миттєве відновлення тиску над пластом до гідростатичного, багаторазове повторення цих операцій, фіксування в зоні пласта процесу відновлення тиску (КВТ — кривих відновлення тиску) та одержання даних ∆p_і — ∆Q_і для побудови індикаторних кривих (∆p — депресія на пласт, ∆Q — приплив рідини з пласта за фіксований час) і встановлення режиму експлуатації свердловин. Під терміном «миттєве зменшення тиску і його відновлення» мається на увазі проміжок часу від 10 до 120 с залежно від глибини та ряду інших факторів. Отримання КВТ до і після операцій очищення привибійної зони дає змогу оцінювати зміну фільтраційних властивостей породи і в разі необхідності планувати ті чи інші методи штучного діяння на привибійну зону пласта. Створення ступінчастих депресій з фіксуванням їх величин та кількості рідини, що приплила з пласта, дає змогу побудувати індикаторну криву. Миттєве зменшення тиску над пластом і його відновлення призводять до виникнення високих швидкостей фільтрації з боку пласта до свердловини і навпаки. Зміна напрямку фільтрації активізує процес руйнування зони кольматації та винесення кольматантів у свердловину.

Освоєння свердловин шляхом створення піни у свердловині, (рос. освоение скважин путем создания пены в скважине; англ. foam well completion; нім. Erschliessung f der Sonden mit Hilfe von Schaumbildung im Bohrloch) — технологія освоєння свердловин, яка передбачає створення піни безпосередньо у свердловині. Коли пластовий тиск нижчий гідростатичного, то викликання припливу рідини і газу з пласта навіть шляхом зниження їх рівня з допомогою компресора або газу високого тиску не дає бажаного результату, оскільки при цьому вся свердловинна рідина може поглинутися пластом. Для освоєння насосно-компресорні труби (НКТ) піднімають дещо вище статичного рівня і в них занурюють твердий піноутворювач — поверхнево-активну речовину (ПАР) у вигляді стрижнів з розрахунку отримання на вибої 2-3 % концентрації водного розчину піноутворювача. Через 8-10 год, які необхідні для розчинення піноутворювача, починають запомповувати повітря (газ) одночасно в НКТ і затрубний простір. Об'єм повітря визначають виходячи зі співвідношення його об'єму до об'єму рідини 1:2 в пластових умовах. Якщо неможливо запомпувати у свердловину і протиснути в пласт спінену рідину, то можна використати скраплений азот. Для цього використовують автомобільне газифікаційне устатковання АГУ-8К, яке складається з резервуара скрапленого азоту місткістю 5,6 м³, насоса і випаровувача. Продуктивність устатковання за скрапленим (рідинним) азотом — близько 500 л/год, за газоподібним — близько 5-6 м³/хв при максимальному тиску 22 МПа. Одне устатковання може виробляти 3500 м³ газоподібного азоту (за нормальних умов). Після протискування піни в пласт свердловина залишається на 4 — 5 год під тиском. Потім освоєння продовжується шляхом запомповування двофазної піни в НКТ або затрубний простір (витрата рідини 2 — 3 л/с, ступінь аерації 150—200). У цьому випадку піну можна створювати і на вибої свердловини. Якщо приплив із пласта відсутній і після застосування піни, то необхідно проводити очищення привибійної зони іншими методами.

Після розкриття продуктивного пласта одним із зазначених методів наступною стадією підготовки свердловини до експлуатації є її освоєння: виклик припливу газу або пластової рідини з пласта, очищення вибійній зони і забезпечення умов, при яких продуктивний пласт починає віддавати газ у необхідному об'ємі. Процес освоєння свердловини закінчується проведенням повного комплексу досліджень, у тому числі досліджень з оцінки дебітів і фільтраційних властивостей кожного працюючого інтервалу пласта й усієї продуктивної характеристики свердловини.

Збудження свердловини полягає в зниженні тиску, створюваного стовпом рідини (промивальна рідина або вода), на вибої до тиску меншого за пластовий.

Зниження тиску на вибої при освоєнні свердловини досягається шляхом: ‒ заміни промивальної рідини на воду; якщо пласт не збуджується, воду змінюють на більш легкий розчин, наприклад, нафту, або в свердловину нагнітають воду і повітря (або газ); ‒ зниженням рівня рідини в свердловині.

Приплив газу у свердловину почнеться в той момент, коли гідростатичний тиск стовпа рідини в стовбурі стане меншим пластового. Цей тиск можна знизити заміною рідини в колоні іншою рідиною з меншою густиною (наприклад, промивальну рідину можна послідовно замінювати водою, потім нафтою чи газорідинною сумішшю) або зниженням висоти стовпа рідини в свердловині шляхом її відбору. На практиці в різних умовах застосовують обидва способи. У багатьох випадках застосовують компресорний спосіб виклику припливу газу. При цьому способі в затрубний простір за допомогою мобільних компресорів закачують повітря або газ, який витісняє рідину. Свердловини можна освоювати методом «розгойдування». При цьому методі спочатку створюється тиск газу або повітря в затрубному просторі, внаслідок чого частина рідини із свердловини через фонтанні труби буде викинута на поверхню. Після припинення витікання рідини із фонтанних труб затрубний простір різко з'єднують з атмосферою. Потім напірну лінію від компресора або газопроводу приєднують до фонтанних труб, знову створюючи тиск. У результаті декількох таких «розгойдувань» тиск стовпа рідини на вибій свердловини стане меншим пластового і свердловина почне фонтанувати. Для освоєння свердловин також використовують газ, який підводиться по газопроводу від працюючої свердловини. Перед освоєнням свердловину ретельно промивають до нижньої позначки вибою для видалення осаду промивальної рідини в нижній частині фільтра, так як у іншому випадку після освоєння свердловини буде експлуатуватися лише верхня частина розкритого інтервалу продуктивного пласта.

Якщо в рідині міститься значна кількість твердих домішок, у процесі освоєння свердловин недопустима їх зупинка до повного видалення цих домішок і переходу на фонтанування чистим газом. У іншому випадку у стовбурі може утворитися пробка, а також не виключений прихоплення фонтанних труб. Наприклад, у процесі освоєння свердловини № 42 Шебелинського родовища виносилася велика кількість промивальної рідини. Не дочекавшись продувки свердловини до отримання чистого газу, її освоєння було зупинено, в наслідок чого утворилася пробка, на ліквідацію якої було витрачено декілька місяців.

Після збудження свердловини і очищення вибою й привибійної зони від промивальної рідини та інших домішок свердловину продувають з випуском газу на факел. Час цього процесу триває від декількох годин до декількох діб і залежить від кількості винесених домішок і їх характеру. Для свердловин, у яких можливий інтенсивний винос породи, тривалість процесу при високих депресіях повинна бути мінімальною. Дебіт газу при продуванні залежить від характеристики пласта і стану наземного обладнання.

Для очищення привибійної зони більш ефективне періодичне продування до отримання чистого газу без домішок. У деяких випадках (при небезпечному руйнуванні привибійної зони) продування здійснюють через штуцери, збільшуючи послідовно їх діаметр.

Як правило з часом дебіт газу і тиск на гирлі свердловини при продуванні і незмінному діаметрі штуцера збільшуються в міру очищення привибійної зони. Зменшення дебіту й тисків на гирлі свідчить про засмічення вибою. У цьому випадку слід негайно припинити продування. Кількість домішок, що виносяться з пласта, й характер їх зміни в часі визначають за допомогою сепараційних пересувних установок, які встановлюють після попереднього нетривалого продування. Корисно також періодично перевіряти стан вибою, вимірюючи його глибину спеціальною желонкою.

На завершальній стадії розробки родовищ, коли пластовий тиск значно нижчий гідростатичного, ефективність цього процесу знижується. Крім того, під час продування втрачається багато газу. Тому цей спосіб, як регулярний засіб боротьби зі скупченням домішок, застосовувати не бажано. На цій стадії розробки для видалення рідини із вибою свердловини застосовують плунжерний ліфт і поверхнево-активні речовини (ПАР) типу ОП-5, ОП-7 та інші.

• Свердловина

• Катеринчук П. О., Римчук Д. В., Цибулько С. В., Шудрик О. Л. Освоєння, інтенсифікація та ремонт свердловин. — Харків: Пром-Арт, 2018. — 608 с.
• Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — ISBN 57740-0828-2.
• Білецький В. С. Основи нафтогазової справи / В. С. Білецький, В. М. Орловський, В. І. Дмитренко, А. М. Похилко. — Полтава; Київ : ПолтНТУ; ФОП Халіков Р. Х, 2017. — 312 с. — ISBN 978-617-7565-05-4.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Київ : Міжнародна економічна фундація, 2004. — Т. 1: А–К. — 560 с.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Львів : Апріорі, 2006. — Т. 2: Л–Я. — 800 с.