Восстановление скважины путём забуривания бокового ствола

          3) низким качеством  бурового раствора, главным образом  высоким значением СНС. 

    1.5.1.3  Осложнения связанные с преждевременным схватыванием и загустеванием цементного раствора 

    В практики этот вид осложнений встречается  довольно часто. Однако в большинстве  случаев трудно установить, связан ли он с загустеванием  или схватыванием  цементного раствора, так как в  практических условиях невозможно разграничить  время начала его загустевания и  начала схватывания. Тем не менее  во многих случаях вполне очевидно, что начало схватывания раствора не наступило, и повышения давления при прокачивании может быть объяснено  его резким загустеванием.

       Загустевание цементных растворов   объясняется при прочих равных  условиях непосредственном химико–минералогического  состава цемента. В портландцементе  колебания химико–минералогического  состава относительно  велики, что  несущественно в строительной  практике, но имеет важное значение  при цементировании скважин с  температурами, близкими к 100^о С и выше. Основная роль при этом играет повышенное содержание трехкальциевого алюмината.

    В некоторых случаях загустевания цементного раствора  может быть объяснено водоотдачей цементного раствора. Данный вид осложнений  наиболее част при установки мостов, проведения повторного цементирования, а также в тех случаях, когда  имеются условия для устранения  глинистой  корки. При наличии  глинистой корки  водоотдача цементного раствора низка, а при высоких  температурах, когда раствор быстро схватывается, глинистая корка может  пропустить незначительное количество фильтрата. Во всех случаях следует  снижать водоотдачу цементных растворов.     

1.6 Заканчивание скважины 

    Заканчивание  скважины – это процесс, включающий в себя первичное вскрытие продуктивного  пласта, его крепление и испытание. 

    2.6.1 Требования к процессам, предшествующим  освоению скважин 

          От качества вскрытия пласта бурением и крепления его  во многом зависит успешность и продолжительность  освоения скважины. Поэтому уже при  осуществлении этих процессов необходимо предусматривать мероприятия, способствующие получению притока из пласта с  меньшими материальными   затратами.

          Наиболее эффективным  является сохранение естественной проницаемости  околоствольной части пласта, которая  часто снижается за счет попадания  в нее бурового раствора пли его  составляющих, а также за счет физико–химических  процессов, происходящих а пласте при  взаимодействии пород, пластового флюида и бурового раствора.

    Буровой раствор попадает в пласт при  поглощении, которое возникает при  наличии репрессии на пласт. Для  предупреждения поглощения перед вскрытием  продуктивного пласта необходимо плотность  бурового раствора довести до значений, при которых давление гидростатического  столба раствора не более, чем 1,04–1,07 раза превышало бы пластовое. Для вскрытия продуктивного пласта следует использовать буровые растворы малоглинистые, меловые, на углеводородной основе и др.

          Фильтрат бурового раствора оказывает сильное влияние  на проницаемость пласта, изменяя  фазовую проницаемость. Пород, или  вступая во взаимодействие с минералами или жидкостями, их насыщающими. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной (5–8 см³/ЗО мин).

    Продуктивный  пласт после вскрытия может остаться необсаженным (открытый ствол), обсаженным незацементированной   колонной (фильтром) и обсаженным зацементированной  колонной. Выбор методов крепления  его обосновывается в проекте. При  вскрытии продуктивных пластов мощностью  более 20 м предпочтение следует отдавать зацементированной колонне.

          Прочностные характеристики эксплуатационных колонн рассчитывают по действующим методикам для  условий опорожнения на 2000 м и наличия избыточного давления на устье 200 кгс/см². Первый параметр принят, исходя из условий вызова притока и эксплуатации скважин со сниженным пластовым давлением, второй – исходя из необходимости создавать большие репрессии для разрушения непроницаемых перемычек в околоствольной зоне пласта при вызове притока и при борьбе с нефтегазоводопроявлениями.

          После ОЗЦ и разбуривания  излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию  на герметичность двумя способами  – избыточным давлением и снижением  уровня в скважине. Избыточное давление 200 кгс/см² на воде. Величина депрессии не менее 100 кгс/см² (при снижении уровня до 1000 м). Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/см², а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. В отдельных случаях величина избыточного давления и глубина снижения уровня могут быть изменены по согласованию с авторами проекта.

          Верхняя часть эксплуатационной колонны оборудуется устройствами, позволяющими нормально эксплуатировать  скважину. Для фонтанных и нагнетательных скважин на устье монтируют фонтанные  арматуры. Выбор типа колонной головки  и фонтанной арматуры производят по величине ожидаемого устьевого давления и дебита.

          Фонтанная арматура монтируется так, чтобы был свободный  доступ к любой из ее задвижек. Выкидные линии, идущие от фонтанной арматуры к амбару, не уложенные в траншею, должны быть закреплены с помощью  анкеров. На фонтанной арматуре устанавливают  два манометра: на буфере фонтанной  елки и затрубном пространстве. На выкидных линиях монтируется кран высокого давления для отбора проб.    

            1.6.2 Организация работ при испытании скважин 

          Испытание объектов в разведочных и эксплутационных  скважинах производится силами буровой  бригады, осуществляющей проводку скважины. Вторые и последующие объекты  испытывают специализированные бригады, если таковые имеются в структуре  буровой организации.

          Руководство работами по испытанию скважин осуществляется через технологические группы по испытанию, имеющимися в управлениях  буровых работ, или технологом, назначенным ответственным за проведение работ.

          Планы работ на испытание  и отдельные технологические  операции составляют технологический  и геологический отделы.

          Программы работ  по испытанию разведочных и поисковых  скважин утверждаются заместителями  Генерального директора по бурению  и геологии после согласования с "БелНИПИнефть".

          Планы работ на испытание  объектов в разведочных, добывающих и нагнетательных скважин утверждаются главным инженером и главным  геологом организации, ведущей работы по испытанию скважин после согласования с ЦДНГ. Один экземпляр плана передается  ’’БелНИПИнефть’’.

          В планах работ па испытание должна выдерживаться  следующая очередность выполнения операций:

    перфорация, замена на воду, соляно–кислотная ванна, определение приемистости. При приемистости свыше 50 м³/сут. – кислотная  обработка, вызов притока путем снижения уровня, исследование притока. При приемистости ниже 50 м³/сут. – возбуждение пласта  методом переменных давлений, гидроразрыв пласта, соляно–кислотная обработка, вызов притока и исследование притока.

          В случае, если после  выполнения всех работ, включенных в  план, возникает необходимость продолжать работы по испытанию скважины составляется дополнительный план.

     

    1.6.3 Перфорация колонны 

          Для перфорации может  применятся кумулятивная, пулевая или  гидроабразивная перфорация. Выбор  типа перфоратора обуславливается  геолого–техническими особенностями  скважины, наличием необходимого оборудования и материалов.          [20, с11]

          Кумулятивная перфорация может производиться при равновесии, репрессии  или депрессии на пласт. Порядок выполнения операций по перфорации, тип перфоратора, плотность, количество одновременно спускаемых зарядов и  др. особенности оговариваются в  плане работ на испытание скважины (объекта).

          Кумулятивную и  пулевую перфорацию производят геофизические  организации по заявкам буровых  или нефтедобывающих предприятий. Ответственность за соблюдение "Правил безопасности" и "Единых правил взрывных работ" несут как заказчик, так и подрядчик.

    Выбор перфораторов и режимов перфорации производят, исходя из   следующих  основных принципов:

    – достижение необходимой гидродинамической  связи с пластом, обеспечивающей приток жидкости из пласта с минимальными сопротивлениями;

    – обеспечение условий, при которых  без осложнений возможно проводить  работы по испытанию и последующей  эксплуатации скважин;

    – осуществление процессов вскрытия пластов перфорацией при минимальных  затратах труда, средств, материалов, оборудования и времени.

      При выборе перфоратора учитывают  цель перфорации и следующую  информацию о скважине:

    – минимальный внутренний диаметр  труб, через который должен пройти перфоратор;

    – минимально допустимый зазор между  перфоратором и обсадной колонной;

    – давление и температуру в скважине;

    – свойства жидкости в скважине и пласте, наличие и величину перепада давлений между       скважиной  и пластом;

    – глубину залегания объектов, подлежащих испытанию;

    – состояние обсадной колонны и  качество цементирования в зоне перфорации.

    При выборе типа перфоратора учитывают  его конструктивный габарит (по диаметру) и пределы температуры, при которых  могут использоваться кумулятивные заряды.

    Для уменьшения вредного влияния попавшей в пласт при перфорации жидкости на его проницаемость до подъема  НКТ под перфорацию нижняя часть  колонны заполняется жидкостью, попадание которой в пласт  не ухудшит его проницаемость. Такими жидкостями являются нефть и др. углеводородные жидкости, пластовая  вода, водные растворы ПАВ, известково–битумные  и кальциевые растворы. Выбор тапа раствора зависит от величины пластового давления. В отдельных случаях  перед перфорацией можно закачивать раствор соляной кислоты, и уже  в процессе перфорации подвергать пласт, а в первую очередь околоствольную зону, обработке.

    План  работ на проведение перфорационных работ должен содержать в себе информацию о геолого–техническом  состоянии скважины, а также количестве одновременно взрываемых зарядов по интервалам.

    Работы  по перфорации выполняются в присутствии  ответственного представителя заказчика.

    Перед перфорацией на устье скважины устанавливают  перфорационную задвижку или другое устройство, которую опрессовывают  на указанное в плане работ  давление, обычно на давление опрессовки колонн.

    Спуск зарядов в скважину разрешается  после проверки скважины с помощью  шаблона, спускаемого на кабеле. Диаметр  и длина шаблона не может быть меньше диаметра и длины перфоратора, которым будут вскрывать пласт.

    Перфорацию  колонны производят, вскрывая сначала  самую нижнюю часть интервала, и  доведя плотность до предусмотренной  планом и затем переходят к  перфорации интервалов, располагающихся  выше.

    После каждого выстрела доливают скважину замеренным количеством жидкости для  установления факта поглощения ее во время перфорации. Информацию о поглощении заносят в акты о проведенных  работах.

    Перфорацию  скважины при депрессии на пласт, как правило, осуществляют через  спущенные в скважину насосно–компрессорные  трубы, причем на устье устанавливают  фонтанную арматуру и лубрикатор для возможности извлекать перфоратор при избыточном давлении. Уровень  в скважине до перфорации снижают  с помощью компрессора или  сваба. Величину депрессии задают, исходя из величины пластового давления.

    Гидропескоструйная  перфорация (ГПП) является наиболее эффективным  методом вторичного вскрытия пласта и используется там, где от применения других методов вскрытия получены неудовлетворительные результаты. ГПП планируется как  обязательная при необходимости  вскрывать пласт через две  и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5м.

    Для проведении процесса ГПП предпочтительнее использовать насосные агрегаты ЦА–400 н 4АН–700 и пескосмесители ЗПА. Потребное  количество агрегатов определяется по формуле:

       , (2.29)

где,     n – потребное количество агрегатов;

      Q – расход жидкости, л/с,(м³/с);

      Р_у – давление  на устье,  кгс/см² (МПа);

      i – коэффициент, учитывающий техническое  состояние агрегатов;