Освоение и испытание скважин

В 2003 году в СФ ЗАО ССК было закончено строительством и передано заказчикам 103 скважины. Кроме того бригадами освоения было проведено 24 ремонта КРС и ПРС, из них по нефтяным скважинам 16 штук, по нагнетательным 8 штук. По способу эксплуатации скважины распределены следующим образом:

ЭЦН — 79 скважин (80,6%),.

ШГН — 10 скважин (10,2%),.

Фонтаном — 5 скважин (5%).

В последние годы на месторождениях Западной Сибири эффективное применение нашла технология освоения скважин, предусматривающая последовательное выполнение следующих видов операций: оборудование устья скважины фонтанной арматурой, спуск колонны НКТ в скважину, смена бурового раствора в скважине на техническую воду, опрессовка эксплуатационной колонны совместно с фонтанной арматурой, замена воды в скважине жидкостью глушения, спуск бурильного инструмента с винтовым забойным двигателем и шарошечным долотом, разбуривание остатков цемента, пробок и посадочного седла пакера для манжетного цементирования, раскрытие фильтров продолжением спуска бурильного инструмента до искусственного забоя скважины, спуск колонны НКТ, вызов притока методом свабирования, т. е. снижением уровня жидкости в скважине, дренирование пласта свабированием (при отсутствии фонтанного притока), гидродинамическое исследование пласта (снятие кривой восстановления давления КВД и КВУ) и оценка величины скин-эффекта, при наличии «загрязнения» глушение скважины, подъем колонны НКТ, спуск устройства УГИС (со струйным насосом) на колонне НКТ, обработка призабойной зоны пласта кислотным раствором, ПАВ или растворителем, дренирование пласта и ввод скважины в эксплуатацию (при получении фонтанного притока скважины может быть введена в эксплуатацию без подъема устройства УГИС на поверхность). При необходимости эксплуатации скважины с помощью погружного насоса ЭЦН, скважина вновь заполняется жидкостью глушения, а затем производится подъем УГИС на поверхность.

Как видно из вышеизложенного, на стадии освоения скважина несколько раз может быть заполнена жидкостью глушения. Поскольку в качестве жидкости глушения в Западной Сибири наиболее часто используется рассол NaCl, загрязненный механическими примесями (при поглощениях рассол загущают добавкой полиакриамида), вследствие чего существенно снижается продуктивность скважин, особое внимание должно быть уделено типу и составу предлагаемых к применению жидкостей глушения. Однако, наилучшим решением является использование клапанного устройства, с помощью которого ствол скважины в интервале залегания продуктивного пласта в период производства спускоподъемных операций отсекается от вышележащего столба жидкости в скважине. При отсутствии надежного в работе клапана-отсекателя следует стремиться к уменьшению количества операций по глушению скважины и применять при этом жидкость глушения, минимально вызывающую снижение нефтепроницаемости коллектора.

В целях исключения или уменьшения количества операций по глушению все работы по вызову притока, дренированию пласта, гидродинамическим исследованиям, обработке призабойной зоны и повторному дренированию пласта рекомендуется проводить через УГИС, спущенный в скважину сразу же после заканчивания строительства скважины. При этом работы по свабированию отпадают, так как вызов притока и дренирование пласта осуществляются с помощью струйного насоса.

Жидкость глушения. Тип и состав жидкости глушения определяется следующими требованиями: не вызывать снижения абсолютной и фазовой проницаемости коллектора нефти; создать такое противодавление на пласт, чтобы при открытом устье в скважине отсутствовало нефтегазопроявление пласта.

С учетом российского и мирового опыта предлагается применять в качестве жидкости глушения или инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР), или рассол КС1 с добавкой биополимера (ксантановой смолы) и ПАВ, или биоразлагаемый полимерный раствор на основе КС1, полисахаридов и биополимера.

ИЭР представляет собой водонефтяную эмульсию обратного типа (плотность регулируется концентрацией СаС12 в воде, стойкость эмульсии — типом и концентрацией эмульгатора, эффективные эмульгаторы (эмультал, ЭС-2 и другие) производятся как в России, так и зарубежном. В качестве загустителя рассола КС1 рекомендуется использовать биополимеры, производимые зарубежными компаниями. На российский рынок такие биополимеры, как FLO-VIS, DUO-BIS поставляет «M-I Drilling Fluids». Расход их небольшой (6−12кг/м3). В качестве полимерного раствора можно рекомендовать, например, раствор FLO-PRO, производимый также компанией «M-I Drilling Fluids». Могут быть использованы также биоразлагаемые полимерные растворы других зарубежных компаний. В целях экономии средств жидкость глушения используется по технологии комбинированного способа, сущность которого заключается в следующем: основная жидкость глушения, которая практически не вызывает снижения продуктивности пласта, помещается в интервале залегания продуктивного пласта и выше него на 100−150 м, а вся остальная часть ствола скважины (выше основной жидкости глушения) заполняется вспомогательной жидкостью глушения (рассолом NaCl необходимой плотности).

Струйный насос УГИС. При освоении скважин одним из важных элементов подземного оборудования является российское оборудование под названием устройство для геофизических исследований скважин (УГИС). В состав струйного насоса УГИС входят корпус, смежные функциональные вставки: герметизирующий узел, «глухая вставка», манометрическая вставка (для записи КВД), ловильный инструмент для извлечения функциональных вставок (ловитель, ясс).

Типовая схема компоновки УГИС (снизу-вверх) состоит:

* воронка (расширитель) устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта;