Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения

Данная скважина при первичном вскрытии нефтеносного горизонта на продуктивность не испытывается, так как является добывающей.

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разве-дочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии ос-воения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации.

В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходи-мости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока.

Вторичное вскрытие пласта.

Пласт сообщается со скважиной с помощью каналов, которые образуются в обсадной колонне, цементном камне и некоторой части пласта после прострела последних перфораторами.

Перед перфорацией скважина промывается буровым раствором, свойства которого должны соответствовать ранее приведённым требованиям.

Наиболее подходящий к данным условиям является перфоратор кумулятивный бескорпусной ленточный ПКС — 105С. Характеристика перфоратора представлена в табл.7.1.

Таблица 2.13.Техническая характеристика перфоратора ПКС — 105Т

Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано перфорационной задвижкой ЗФПЛ — 125 ??125 и опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:

на геофизическом кабеле;

на НКТ в НКТ Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, заполняющий скважину на 150 метров выше продуктивного пласта.

Выбор фонтанной арматуры.

Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.

Исходя из того, что в проектируемой скважине рабочее давление не превышает 21 МПа, а диаметр спускаемых НКТ составит 73,0 мм выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК3 — 65ґ—21 (ТУ 26 -16 — 45 — 77).

Вызов притока из пласта.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуа-тационной колонне.

Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ), выбор которой обоснован выше.

В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения — свабирования.

В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости выбирается из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны.

Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т. д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за началом притока и, что даёт возможность своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследо-вания скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта. Для того чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м, необходимо сделать (с учетом утечки жидкости) 8−12 циклов свабирования, что соответствует 10−12 часов работы каротажного подъемника и соизмеримо по времени с работой компрессора. При этом расход топлива у двигателя каротажного подъемника значительно ниже, чем у компрессора и нет необходимости использовать насосный агрегат, что также экономит горючее и сокращает общее время, затрачиваемое на операцию.