СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению скважин с открытым забоем, в том числе и оснащенных пакером.

Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, отработку скважины на факел [Способ освоения и эксплуатации скважин с применением пакера и циркуляционного клапана. Информ. листок. М. : ВНИИОЭНГ, 1974. 20-74].

Недостатком этого способа является невозможность освоить глубокую скважину с АВПД и низкими фильтрационными свойствами из-за недостаточно полной очистки призабойной зоны пласта от фильтратов бурового раствора и недостаточного воздействия на пласт при вызове притока.

Известен способ освоения скважин, включающий спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, отработку скважины на факел [Оборудование для эксплуатации газовых скважин. Каталог. М.: ЦИНТИХИММАШ, 1982, с. 4].

Недостатком этого способа является невозможность освоить глубокую скважину с АВПД и низкими фильтрационными свойствами из-за недостаточно полной очистки призабойной зоны пласта от фильтратов бурового раствора и недостаточного воздействия на пласт при вызове притока.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения скважин.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении условий для вызова притока из пласта при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе освоения скважин, включающем спуск лифтовых труб с пакером, запакеровку пакера, замену глинистого раствора на облегченный, вызов притока, в отличие от прототипа лифтовую колонну с пакером спускают до кровли продуктивного пласта, заменяют глинистый раствор в интервале спуска лифтовой колонны с пакером на облегченную жидкость с поддержанием противодавления на пласт, запакеровывают пакер, спускают в скважину до забоя через лифтовую колонну и запакерованный пакер гибкую трубу койлтюбинговой установки, заменяют оставшийся на забое глинистый раствор на облегченную жидкость с поддержанием противодавления на пласт, производят воздействие на прискважинную зону пласта методом переменных давлений водными растворами хлорида кальция или неорганическими ПАВ в течение 20 циклов, промывают скважину с поддержанием противодавления не менее двух циклов, вымывая забойную пачку, вызывают приток пластового флюида из пласта, извлекают гибкие трубы и отрабатывают скважину на факел, при этом замену глинистого раствора на облегченную жидкость в интервале спуска лифтовой колонны с пакером и на забое производят следующим образом: глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, ступенчато заменяют на глинистые растворы с плотностями на 10-20% меньше предыдущего заменяемого, закачивают буферную жидкость - техническую воду с КМЦ - в количестве, равном объему полости лифтовых труб, и затем водный раствор хлорида кальция с обязательной промывкой скважины на каждой ступени в течение не менее двух циклов и с поддержанием противодавления на пласт, величина противодавления на пласт выбирается из условия
P_заб ~ P_пл = (P_y+10^-5•ρ_ж•H)<P_опэк, (1)
где Р_заб, Р_пл, Р_у - соответственно забойное, пластовое и устьевое давления, МПа;
ρ_ж - плотность скважинной жидкости, кг/м³;
Н - глубина нижних отверстий перфорации, м;
Р_опэк - давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа,
а величина депрессии на пласт при вызове притока и отработке скважины на факел выбирается из условия
Р_пл > Р_заб ≥ 0,7 Р_пл. (2)
На чертеже схематично изображено устройство для реализации данного способа.

Устройство включает эксплуатационную колонну 1 с перфорированным хвостовиком-фильтром 2, лифтовые трубы 3, циркуляционный клапан 4, пакер 5, посадочный ниппель 6, подпакерный хвостовик 7, фонтанную арматуру 8, компрессор или насосную установку 9, задавочную (выкидную) 10 и факельную 11 линии, штуцерное устройство 12, емкости для хранения 13 и сбора 14 технологических растворов, койлтюбинговую установку 15 с намотанной на барабан гибкой трубой 16, блоком превенторов 17, инжектором 18, направляющим желобом 19.

Способ реализуется следующим образом.

В эксплуатационную колонну 1 спускают лифтовые трубы 3 с циркуляционным клапаном 4, пакером 5, посадочным ниппелем 6, подпакерным хвостовиком 7 до кровли продуктивного пласта и монтируют на устье фонтанную арматуру 8. При открытых задвижках 20, 21, 22 и закрытых 23, 24 глинистый раствор большой плотности, находящийся в скважине, через затрубное пространство 25 и лифтовые трубы 3 ступенчато заменяют на облегченный, вначале на глинистый раствор с плотностью 1400 кг/м³, затем на водный раствор хлорида кальция с плотностью 1200 кг/м³ с разделением их буферной пачкой технической воды с КМЦ. Объем буферной пачки равен объему полости лифтовых труб 3. При этом производятся обязательные промывки скважины на каждой ступени в течение не менее двух циклов при соблюдении условия P_заб ~ P_пл = (P_y+10^-5•ρ_ж•H)<P_опэк. В завершении промывки в зону многолетнемерзлых пород закачивают газоконденсат.

После этого производится запакеровка пакера 5 и спуск до забоя через лифтовые трубы 3 и запакерованный пакер 5 гибкой трубы 16 койлтюбинговой установки 15. Гибкую трубу 16 направляют через направляющий желоб 19 в инжектор 18, с помощью которого через блок превенторов 17 осуществляют ее спуск в скважину. При открытых задвижках 24, 22, 21 и закрытой 23 производится очистка забоя и прискважинной зоны пласта методом прямых промывок водным раствором хлорида кальция с поддержанием противодавления на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме выбирается из условия Р_пл>Р_заб≥0,7Р_пл, но не более двух циклов. Снижение противодавления производится ступенчато через 3,0-5,0 МПа (30-50 атмосфер).

После удаления фильтрата бурового раствора и других механических примесей из ствола скважины, забоя, призабойной и прискважинной зон пласта скважина оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов с обеспечением противодавления на устье исходя из условия P_заб ~ P_пл = P_y+10^-5•ρ_ж•H.
После этого производится воздействие на прискважинную зону пласта методом переменных давлений водными растворами хлорида кальция или неорганическими ПАВ в течение 20 циклов, а затем вымывание забойной пачки и промывка скважины с противодавлением не менее двух циклов. В интервал многолетнемерзлых пород закачивается газоконденсат при выполнении следующего условия P_заб ~P_пл = (P_y+10^-5•ρ_ж•H)<P_опэк. Из скважины извлекается гибкая труба 16. Скважина повторно оставляется на технологическую выстойку в течение 24 часов.

По окончании технологической выстойки закрывают задвижки 24 и 22, открывают задвижку 23 и выпуском газа через лифтовые трубы 3 и факельную линию 11, на конце которой установлено штуцерное устройство 12, производится плавный запуск скважины в работу с заранее выбранной депрессией (за счет установки штуцера расчетного диаметра). После получения устойчивого притока производят отработку скважины на факел.

Вызов притока из пласта и отработка скважины производится с учетом соблюдения условия Р_пл>Р_заб≥0,7Р_пл.

При освоении скважин из пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами забойное давление может быть уменьшено до 35 МПа, при меньших давлениях возможны необратимые изменения в пласте, приводящие к уменьшению его продуктивности.

Примером запакеровки пакера может служить следующая. В посадочном ниппеле 6 устанавливается глухая пробка, которая перекрывает проходное сечение лифтовых труб 3. Плавным повышением давления над глухой пробкой производят запакеровку пакера 5, т.е герметизируют затрубное пространство 25 скважины уплотнительными элементами пакера 5.

При освоении скважины технологические растворы разной плотности подаются в скважину из емкостей для хранения 13, а вытесняемые из скважины технологические растворы собираются в емкости для сбора 14.

После отработки скважины на факел производится необходимый комплекс исследований, затем в посадочном ниппеле 6 установливается забойный клапан-отсекатель.

Предлагаемый способ освоения скважины позволяет сократить затраты на ее освоение при строительстве и ремонте за счет устранения загрязнения призабойной зоны пласта фильтратами бурового раствора и проведения дополнительного воздействия на призабойную и прискважинную зоны пласта.