Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
После завершения буровых работ и цементирования эксплуатационной колонны необходимо создать гидродинамическую связь между продуктивным пластом и стволом скважины. Данная технологическая операция реализуется методом перфорации — пробивания каналов через стальную обсадную колонну, цементное кольцо и проникающих в породу-коллектор. Выбор оптимальной технологии перфорации определяется физико-механическими свойствами горных пород, конструктивными параметрами скважины и требованиями к сохранности заколонного пространства.
Современная практика нефтегазодобычи предусматривает применение четырех основных типов перфорации. Кумулятивный метод обеспечивает создание перфорационных каналов за счет направленного действия высокоскоростной струи продуктов взрыва, движущейся со скоростью от шести до восьми километров в секунду под давлением от двадцати до тридцати гигапаскалей. Данная технология позволяет достигать глубины проникновения до трехсот пятидесяти миллиметров в стандартных условиях, в плотных коллекторах при использовании мощных зарядов глубина может достигать четырехсот-шестисот миллиметров, однако сопровождается уплотнением породы вокруг канала, что снижает проницаемость стенок в полтора-два раза.
Гидропескоструйная перфорация основана на абразивном воздействии высоконапорной струи жидкости с кварцевым песком, подаваемой через специальные насадки из абразивно-стойких материалов. Концентрация песка в несущей жидкости составляет от восьмидесяти до ста килограммов на кубический метр при размере частиц от 0,3 до 0,8 миллиметра. Преимущество данного метода заключается в щадящем воздействии на цементное кольцо и эксплуатационную колонну. В породе создается грушеобразная каверна, обращенная узким конусом к перфорационному отверстию, глубина проникновения может достигать одного метра в зависимости от прочности породы и продолжительности воздействия.
Освоение скважины представляет собой комплекс технологических мероприятий, направленных на восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта и обеспечение притока углеводородного сырья в ствол. После перфорации призабойная зона загрязняется тонкодисперсной глинистой взвесью, фильтратом бурового раствора и продуктами разрушения породы, что существенно снижает фильтрационные характеристики коллектора. Основная задача освоения заключается в снижении противодавления на забой и создании депрессии, обеспечивающей движение пластового флюида к стволу скважины.
Технологический процесс освоения включает три последовательных этапа. На первом этапе осуществляется возбуждение скважины путем уменьшения забойного давления ниже текущего пластового. Второй этап предусматривает очистку призабойной зоны от жидкости глушения и механических примесей, накопившихся в стволе. Завершающий этап заключается в выводе скважины на плановый режим работы с проведением необходимых геофизических и гидродинамических исследований для оценки продуктивности.
Свабирование представляет собой процесс интервального понижения уровня жидкости в скважине посредством специального поршневого устройства. Сваб состоит из резинометаллических манжет, работающих по принципу обратного клапана, металлического мандреля, вертлюга и грузовой штанги. Спуск и подъем осуществляются на геофизическом кабеле с использованием подъемника типа ПКС-5. Данный метод применяется в насосно-компрессорных трубах с наружным диаметром семьдесят три и восемьдесят девять миллиметров.
Периодическое извлечение жидкости свабом обеспечивает постепенное снижение гидростатического давления на забой, что способствует плавному запуску скважины и минимизирует риск проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты. Изменение скорости восстановления уровня после каждого цикла свабирования характеризует фильтрационное состояние призабойной зоны. При медленном восстановлении уровня диагностируется загрязнение призабойной зоны продуктами фильтрации или наличие зон кольматации.
Компрессирование реализуется путем нагнетания газообразного азота в затрубное пространство с последующим вытеснением скважинной жидкости через пусковые муфты, предварительно установленные в колонне насосно-компрессорных труб. Азотная компрессорная станция подключается к устью и нагнетает инертный газ под давлением, снижая уровень жидкости до достижения первой пусковой муфты. При превышении пластового давления над забойным начинается приток флюида, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим эксплуатации.
Пенные системы представляют собой двухфазную дисперсную среду, состоящую из водного раствора поверхностно-активных веществ и газовой фазы. Основное преимущество пен заключается в возможности регулирования плотности в широких пределах путем изменения степени аэрации. Трехфазные пены, включающие твердую дисперсную фазу в виде тонких глинистых частиц, обладают тиксотропными свойствами и повышенной устойчивостью к разрушению.
Технология вызова притока пенами предусматривает два варианта приготовления: на поверхности с последующей закачкой в скважину либо непосредственно в стволе при раздельной подаче раствора ПАВ и газа через эжекторное устройство. При освоении скважин с равенством пластового и гидростатического давлений применяются многокомпонентные пены, закачиваемые до достижения давления на забое выше гидростатического с последующей продавкой в пласт для очистки призабойной зоны.
Согласно РД 153-39-023-97, при величине текущего пластового давления выше гидростатического вызов притока осуществляется постепенной заменой скважинной жидкости на жидкость меньшей плотности с закачиванием через затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна превышать триста-четыреста килограммов на кубический метр во избежание резкого изменения забойного давления и возможного нарушения целостности пласта.
При отсутствии притока после полной замены скважинной жидкости водой производится замена на пенную систему. В условиях равенства пластового и гидростатического давлений применение пенных систем является обязательным. Если при использовании пены приток не возникает, выполняется очистка призабойной зоны путем продавливания пены в пласт с повторным вызовом притока через два-три часа ожидания для восстановления фильтрационных характеристик.
При величине пластового давления ниже гидростатического вызов притока осуществляется снижением уровня жидкости или применением пенных систем на основе инертных газов совместно со снижением уровня. Для этого применяются однорядный, двурядный или полуторарядный подъемники с подачей инертного газа в лифт либо в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Выбор схемы подачи газа определяется конструкцией скважины и глубиной установки подъемника.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.