Технические характеристики

Освоение скважин с помощью газлифта газожидкостными смесями.
 Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми обо­рудована скважина.
 При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование (рис. 1). Оно включает емкость для азота 1, компрессор для его закачки 7 и сливную емкость 3, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.
 Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования – превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это ус­ловие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азот­ная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 – 55 мм.
 Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 – 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока.
Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 – 20 м³/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.
 Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.
Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.
 После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорацион­ных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо под­держивать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость.
Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.
После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается. Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины.

   Кислотная обработка пласта.
 Кислотные обработки являются наиболее массовыми операциями по повышению нефтеотдачи нефтяных скважин или повышения приемистости нагнетательных скважин. Они проводятся для очистки коллектора, удаления эффекта кальматации и увеличения проницаемости пласта.
 Операция проводится в несколько этапов.
 Нормализация пласта и очистка призабойной зоны.                                                                                                                                                                                                            Очистка производится потоком технической жидкости (как правило - воды) с подъемом по кольцевому пространству между колонной НКТ и сталеполимерной трубой (СПТ). При этом необходимо поддерживать скорость восходящего потока не менее 1-3 м/с, лишь при этом условии обеспечивается подъем твердых частиц вверх;

 Непосредственно кислотная обработка, в процессе которой производится продавка кислоты в пласт под давлением на 5-10 атм. больше чем пластовое. При попадании в пласт происходит ее реакция с коллектором. Минимальное время необходимое для выдержки кислоты в пласте 2-3 часа. Однако, если увеличить это время до суток, то эффективность операции возрастет.
   Промывка и удаление продуктов реакции из пласта.
 Освоение скважины.
 Рассмотрим вариант проведения кислотной обработки через струйный насос с последующим созданием циклической депрессии разработанной фирмой «ЭМПИ-Сервис» рис. 2.

Рис. 2 - Схема проведения обработки через струйный насос.

 В данной компоновке, после проведения нормализации забоя, обработка пласта проходит в два этапа:
   1) закачка жидкости производится через струйный насос.
   2) сбрасывается шарик и производится перестановка вкладыша депрессионная положение.
 В струйный насос подается технологическая жидкость и создается депрессия на пласт. Под влиянием перепада давлений происходит интенсивная очистка коллектора. Причем имеет смысл проводить циклическое воздействие на пласт с изменением перепада давлений.
 К преимуществам этого варианта возможность проведения освоения скважины с созданием длительной депрессии на пласт, что позволяет произвести его качественную очистку.
   Селективное воздействие на пласт
 Объектом селективного воздействия на пласт являются либо перфорационные отверстия, расположенные на определенном уровне, либо зона негерметичности эксплуатационной колонны, через отверстия которой в скважину поступает вода. Подобное воздействие осуществляют при закачке цемента, поинтервальной кислотной обработке либо в других случаях, когда нужно обработать точно заданный интервал.
 При проведении этих работ на колонне гибких труб спускают сдвоенный пакер и выше него на точно определенной высоте – локатор (рис. 3, а). После спуска пакера ниже расчетного уровня колонну гибких труб приподнимают до тех пор, пока локатор не зафиксирует ее требуемого положения.
 Затем пакер приводится в рабочее положение и наружные поверхности камер плотно прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны (рис. 3, б).
 На следующем этапе работ открываются отверстия, через которые полость колонны гибких труб сообщается с пространством между пакерами. В него закачивается необходимая технологическая жидкость и при необходимости продавочная. После выдержки скважины в течении необходимого времени давление уменьшается, пакер переводится в транспортное положение и извлекается на поверхность.
 Особенностью конструкции инструмента, применяемого при выполнении описанных операций, является пакер, герметизирующий элемент которого в транспортном положении обеспечивает перемещение оборудования в колонне лифтовых труб диаметром 89 мм. Расстояние между каждым из пакеров, образующих сдвоенный пакер, выбирают в соответствии с длиной интервала скважины, обрабатывать который предполагают в конкретном случае.

Рис.3. - Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдво­енный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а также при проведении процесса воздействия (в):

1 – колонна гибких труб; 2 – локатор, установленный на КГТ; 3 – верхний пакер; 4 – соединительный патрубок с отверстиями; 5 – нижний пакер; 6 – призабойная зона пласта, подвергаемая воздействию