Выбор метода освоения скважины зависит от следующих факторов:
-глубины скважины и пластового давления
-содержимого залежи (нефть, газ)
-физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости
-наличия технических средств для освоения.
Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной. В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважины зависит в основном от степени устойчивости пород пласта. При освоении свкажин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. В этом случае пуск скважины следует осуществлять плавно, чтобы не вызвать выноса частиц породы из пласта. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации обсадной колонны и даже к ее разрушению.
Наиболее распространенные методы вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину следующие:
1. Промывка скважин- замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой, например, глинистого раствора – водой или воды – нефтью.
2. Продавка сжатым газом (воздухом) – вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины
3. Аэрация – насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью.
4. Поршневание (свабирование) –снижние уровня жидкости в скважине.
При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение противодавления на забой достигается замещением жидкости, заполняющей скважину, более легкой.
Возбуждение фонтана при промывке скважины возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном случае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.
Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанным трубам. При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глинистого раствора водой.
Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижатьдавление на забой скважины и постепенно разрабатывать поровое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоения скважин, вскрывающих рыхлые пласты.
Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. Насосный агрегат устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20-25 м от устья. Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60 мм и НКТ на быстросвинчивающихся резьбовых соединениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, возникающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.
Давление во время промывки контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназначен для контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в скважине.
Продавка сжатым газом.
Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонны скважины. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает ее плотность. Эти клапаны устанавливают на колонне НКТ на заранее рассчитанной глубине.
Для нагнетания газа (воздуха) в скважину применяют передвижные компрессоры, которые подключают к задвижке затрубного пространства скважины при помощи НКТ, снабженных быстро свинчивающимися замками. Наиболее распространены передвижные компрессорные установки автономного действия УКП – 80. Эта установка состоит из поршневого компрессора КП-80, привода дизеля В2-300, агрегатов и систем, обеспечивающих работоспособность установки. Подача компрессора 8 м3/мин, рабочее давление 80 кгс/см2 (8 МПа).
Аэрация.
Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды (или нефти) и газа (воздуха). Жидкость и газ смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), после чего смесь нагнетается в затрубное пространство.
При проведении этого процесса освоения скважин вначале в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами нагнетают жидкость. После установления циркуляции жидкости к смесителю начинают подавать сжатый газ (воздух) от компрессора. Давление газовой линии при этом должно быть на 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) выше, чем в нагнетательной линии от насоса.
В смесителе газ и жидкость хорошо смешиваются. Количество газа постепенно увеличивают, соответственно уменьшая объем жидкости.
Процесс освоения происходит постепенно, при сравнительно невысоких давлениях, обеспечивая плавность пуска скважины в эксплуатацию.
Поршневание (свабирование). Этот способ используют при спущенных в скважину НКТ и установленной на устье арматуре. В НКТ спускают на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка поршень(сваб), имеющий клапан, открывающийся вверх.
При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню спокойно погружаться в жидкость. При подъеме он закрыт. происходит вытеснение жидкости находящейся над поршнем.
Большой недостаток поршневания – необходимость проводить работы на открытом устье, что связано с опасностью выброса.