Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола

      В статическом состоянии забойное давление зависит от глубины скважины по вертикали (Н)  и плотности жидкости (rr), которой заполнена скважина:

              

  ,                                                                    (2.32)

      Сопротивления движению жидкости в пласте нередко  столь высоки, что при созданной  депрессии приток вызвать не удается. Поэтому мероприятия по вызову притока  должны предусматривать как создание депрессии, так и возбуждение пласта одним или несколькими описанными ниже методами.

      Создание  депрессии в зависимости от геолого–технических характеристик пласта и скважины осуществляют:

    – уменьшением плотности жидкости в скважине (заменой бурового раствора на воду, воды на нефть, закачкой в скважину пены, аэризацией);

         – снижением уровня (с помощью сваба, компрессора, погружной насосной установки, струйных насосов и др.). 

2.6.4.2 Методы снижения забойного давления 

          Замена бурового раствора на воду.

      Операции  по замене бурового раствора на воду осуществляют с помощью цементировочных агрегатов. Перед началом работ обвязку  агрегатов опрессовывают полуторократным  ожидаемым давлением. Трубопроводы, предназначенные на сброс, закрепляют анкерами.

      Замену  бурового раствора на воду осуществляют по схеме обратной ромывки, при которой значительно лучше условия выноса механических взвесей и сокращается время работы агрегатов при повышенных давлениях.

      Замена  бурового раствора на воду может быть ступенчатой и прямой. Ступенчатая предусматривает замену тяжелого бурового раствора на более легкий, а затем на воду. Ее следует применять при ожидаемом давлении нагнетания выше давления опрессовки колонн. Величину максимального давления нагнетания без учета потерь на сопротивление движению определяют из выражения:

,                                                           (2.33)

где  rr –  плотность бурового раствора;

       Н – глубина установки башмака НКТ (м).

      При замене в скважине на воду утяжеленного бурового раствора, между водой и утяжеленным раствором располагают глинистый раствор без утяжелителя. Это мероприятие направлено на предупреждение выпадения утяжелителя из раствора.

      Закачка воды в скважину с целью замещения бурового раствора проводится до появления на устье чистой воды. Объем закачиваемой воды не менее 1,5 объемов колонны.

      При отсутствии фонтанного притока после  непродолжительной (20–30 мин.) остановки в затрубное пространство закачивают воду в объеме НКТ плюс 1–2 м³ и наблюдают за выходом "забойной" пачки. При наличии большого числа механических взвесей операции следует повторить.

      При замене бурового раствора на воду возможно поглощение бурового раствора или интенсивный  выход жидкости из скважины. Первое  устраняют уменьшением расхода на агрегатах, второе – установкой на выкидных трубопроводах штуцирующих устройств. Диаметр штуцера выбирают, исходя из расхода и давления на агрегатах.

      После замены бурового раствора на воду (если это не оговорено планом) наблюдают за поведением скважины в течение 6–8 часов. При этом за счет нагревания воды и выделения из нее газа может быть незначительный перелив, который уменьшается во времени. Перелив за счет работы пласта более интенсивен и стабилен.

      Наблюдая  за притоком из скважины, периодически замеряют дебит ее, при незначительных переливах  с помощью сосуда, объем которого выверен, а при значительных – в емкостях. Результаты замеров заносят в вахтовой журнал.   

          Снижение уровня в скважине.

      Снижение  уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скваживе задается и указывается в плане работ на испытание скважины.

      Вытеснение  жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой  газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек.

      При использовании способа прямого  вытеснения компрессор подключают к затрубному пространству или трубкам. Процесс состоит из закачки газа в скважину до максимального давления на компрессоре  стравливания. Положение уровня жидкости в скважине может быть рассчитано. По схеме обратной промывке: 

                                                

   ,                                (2.34)

по схеме  прямой промывки:

                                                 

    ,                                  (2.35)

здесь Р – пусковое давление (кгс/см2);   Vз, Vт, Vк – объем п.м. и кольцевого пространства труб и колонны соответственно; rr – плотность жидкости. При использовании компрессоров УКП–100 для вызова притока из глубоких скважин предпочтение должно быть отдано подключению к затрубному, т.к. после стравливания сжатого газа уровень в скважине будет снижен значительно ниже, чем при закачке газа в трубки, так как. Vз >>>> Vт.  

                                            

    ,                           (2.36)

      При снижении уровня с помощью пусковых отверстий в процессе вытеснения наблюдается также явление снижения плотности жидкости, которое начинает проявлять себя после того, как уровень будет снижен до пускового отверстия и в трубы начнет поступать газ. 

    2.6.5 Возбуждение пласта и интенсификация притока 

    2.6.5.1Общие положения 

          При первичном и  вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при  которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона. непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо разрушить одним или комбинацией методов, описанных ниже.

          Проницаемые каналы могут появиться как за счет очистки загрязненных зон при повышении перепада давлений; разрушения перемычек знакопеременными нагрузками или химическими средствами, так и за счет создания новых каналов.

          Для создания проницаемых  каналов для условий белорусских  месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта), метод переменных давлений, солянокислотный и гидравлический разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов. 

2.6.5.2 Кислотные ванны и определение приемистости пласта 

          Кислотные ванны  предназначены для очистки поверхности, в первую очередь фильтра от продуктов  разрушения кумулятивных зарядов, обломков породы и цементного  камня, а  также нерастворимых в воде химических соединений.

          Кислотные ванны  устанавливают как в скважинах  с открытым стволом, так и обсаженных и затем перфорированных. Обязательным условием при установке  ванны  является установка башмака насосно–компрессорных труб ниже нижних  дыр перфорации.

          Объем кислотного раствора для ванны определяется как 5–6 объемов обрабатываемой зоны, обеспечивающий выполнение следующей технологической схемы: сначала заполнить обрабатываемый интервал, а затем через 15–20 минут стояния кислотный раствор заменить свежим. Избыток кислотного раствора предусматривается использовать для оценки приемистости скважины.

          Концентрация кислотного раствора 12 – 15%. Для удаления глинистой корки или глинистых отложений предпочтительнее использовать глинокислоту, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот. Объем плавиковой кислоты в смеси к объему соляной должен составлять 4 – 8%.

          Время реагирования кислоты при кислотной  ванне  устанавливается по данным опыта, но не должно превышать 2 часов.

          Продукты реакции  при солянокислотной ванне вымываются обратной промывкой, водой двумя объемами НКТ.      

2.6.5.3 Метод переменных давлений 

          В случае, если отсутствует  приемистость при проведении кислотной  ванны, а снижением давления на забой  скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают  к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).

          Насосным агрегатом  создают избыточное давление в затрубном  пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают  и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения  жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом. 

    2.6.5.4 Гидрокислотный и гидравлический разрыв  пласта 

          При отсутствии связи  скважины с пластом, что определяют, создавая избыточное давление на устье  до давления опрессовки колонны, проводят работы по гидравлическому разрыву пласта. Если жидкостью разрыва является соляная или другая кислота, разрыв пласта называют гидрокислотным.

          Особенностью гидрокислотного  разрыва является то, что закрепление  созданных разрывом трещин расклинивающим материалом можно не производить, так как неравномерное воздействие на породу создает "несмыкающиеся" трещины.

          Гидроразрыв пласта может быть осуществлен с пакером  и без пакера. При проведении разрыва, без пакера давление с колонны  снимается столбом утяжеленного глинистого раствора. Поэтому его иногда называют гидроразрывом с противодавлением глинистого раствора(пакерной жидкостью).

          При проведении процесса разрыва пласта без пакера выполняют  следующую технологическую схему:

    – Заполняют скважину утяжеленным глинистым раствором, плотность которого может быть заранее рассчитана. Если исходить из необходимости  иметь максимальное давление на пласт, превышающее в «n» раз гидростатическое, то можно использовать формулу:

             

,                                                                           (2.37 )

    где  n – коэффициент превышения гидростатического давления;

          Р_гр – давление столба глинистого раствора;

          Р_опр –  давление опрессовки колонны.

    –Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м³, 2–3–м³  12–15%–ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:

          Р_агр = (Н rr_гр  – Н··rr_в) /10 = Н (rr_гр··rr_в)  / 10, (2.38)

    где rr_гр  – плотность жидкости в затрубном пространстве