МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Методы вызова притока нефти или газа

До сдачи скважины в непосредственную эксплуатацию требуется проведение процедуры освоения или вызова притока жидкой фракции из пласта. Приток жидкой фракции к забою скважины осуществим только за счёт уменьшения давления столба жидкой фракции на забой до величины менее давления в пласте. Помимо снижения давления на забой, требуется выполнение очистки забоя от песка, грязи и бурового раствора, чтобы максимально снизить сопротивление притоку в призабойной зоне пласта.

Стандартно после завершения бурения скважины заполнены глинистым (промывочным) раствором. Данный раствор необходимо быстро откачать из скважины, потому что со временем кристаллические частицы раствора осаждаются в зоне пласта, приводя к загрязнению пласта и снижению его проницаемости.

Промывкой скважины называется замещение слоя раствора в скважине после завершения бурения водой, уменьшение благодаря этому давления на забой, удаление отложений песка и грязи в скважине и освобождение стенок забоя от корки глинистой структуры. В ряде случаев с целью уменьшения давления на забой, завершив промывку водой, выполняют замещение водного слоя нефтью. Подобное проведение процедуры освоения беспорно задерживает сроки разработки скважины, но является допустимым, когда призабойная зона пласта имеет в своей структуре рыхлые песчаники.

Наиболее часто применяемым способом в промысловой практике разработки скважины была аэрация раствора, т.е. применение сжатого газа или воздуха, называемое "компрессированием" скважины. В настоящее время данный метод освоения под запретом по причине его взрывонебезопасности.

В настоящее время скважины в основном разрабатывают путем понижения высоты столба жидкости в скважине, удаляя ее с использованием специального поршня-сваба, который спускается на стальном канате в скважину. Свабирование применимо в насосно-компрессорных трубах диаметром от 73 до 114 мм, которые спущены до забоя при смонтированной на устье запорной арматуре. При опускании сваба жидкая фракция, приподнимет нижний клапан, поступая в полость НКТ над поверхностью поршня. При вытаскивании сваба происходит закрытие клапана и вся жидкая фракция над свабом оказывается на поверхности.

Чтобы очистить забой от песка и грязи, используют тартание желонкой. Желонкой называется узкое длинное ведро, имеющее внизу клапан, которое опускается в скважину, аналогично свабу на канате. Диаметр желонки обычно на 30% меньше, чем диаметр скважины, а в длину она может быть 10-15 метров. Операции спуска и подъёма желонки или сваба выполняют посредством лебедки.

После того, как приток достигнут, требуется проведение процесса самоочистки забоя, проводимого до исчерпывающего удаления промывочного агента.

Одним из ответственных этапов в процессе заканчивании скважин в практике бурения является этап вскрытия пласта. Методы вскрытия пластов зависят от следующих факторов:

• пластового давления;
• величны нефтенасыщенности пласта;
• степени несовершенства зоны пласта;
• местоположения газоводонефтяного контакта;
• уровня залегания пласта;
• иных факторов.

• недопустимость открытого фонтанирования;
• поддержание или улучшение естественных фильтрационных характеристик пород призабойной зоны;
• повышение продолжительности безводного периода разработки скважин.

Ключевым моментом при вскрытии бурением пласта считается качество раствора для промывки скважины. При применении буровых растворов на основе воды в пласт возможно попадание фильтрата и твердой фракции раствора, следствием чего будет ухудшение коллекторских характеристик пласта и снижение продуктивности скважины.

Проникновение воды из бурового раствора в нефтяной пласт приводит к образованию водонефтяной эмульсии. Взаимодействие фильтрата с пластовой водой может привести к образованию осадков в порах пласта. Частицы глинистой структуры при взаимодействии с фильтром набухают и иоры пласта наполняются фильтратом.

Подобные процессы понижают проницаемость призабойной зоны для нефти.

Чтобы устранить подобные последствия, к растворам на основе воды добавляют специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и/или применяют газообразные агенты, пены и растворы на нефтяной основе.

Пласты, давление которых выше гидростатического, состоящие из пород с низкой проницаемостью и имеющие в своей структуре глинистые частицы, вскрывают на более тяжёлом растворе на основе нефти. Для пород с высокой проницаемостью и обильными трещинами, без частиц глинистой структуры применяется утяжеленный глинистый раствор с добавлением ПАВ. Для продуктивных горизонтов с величиной давления, равной гидростатическому, при вскрытии применяют меловые или хлоркальциевые растворы с высокой проницаемостью. Если породы харакетризутся слабой проницаемостью и содержат частицы глинистой структуры, используют растворы на основе нефти, пены или эмульсии. При вскрытии пластов, давление в которых ниже гидростатического, требуется использовать пены с низкой плотностью, местную циркуляцию или газообразные агенты.

Глубина вскрытия пласта определяется положением скважины на структуре относительно газоводонефтяного контакта. Глубина вскрытия традиционно несколько ниже продуктивного горизонта, чтобы получить зумпф, если в подошве пласта нет пластовой воды.