3.4 Вызов притока

Вызов притока осуществляется путем создания депрессии на вскрытый пласт, что достигается заменой жидкости в скважине на другую с меньшей плотностью, а при необходимости, которая возникает в большинстве случаев, - снижение уровня в скважине.

По требованиям правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности (ПБНГП) снижение уровня жидкости в скважине нагнетанием воздуха компрессором запрещено. Рекомендуется для вызова притока использовать пенные системы, либо закачивать инертный газ (азот) с помощью азотно-мембранных компрессоров. Выпуск азотно-мембранных компрессоров в России также налажен.

Технология использования пенных систем достаточно хорошо отработана и может рекомендоваться как проектное решение.

Кроме того, для вызова притока могут использоваться струйные насосы, а также метод свабирования.

При традиционной технологии закачивания скважин (вскрытие продуктивного пласта на буровом растворе с плотностью в соответствии с требованиями ПБНГП, цементирование эксплуатационной колонны, перфорация) проектами для вызова притока предусматривается три цикла закачивания пенной системы с последующим самоизливом ее.

При закачивании скважин открытым забоем отрицательное воздействие фильтрата бурового раствора снижается, а воздействие цементного раствора и жидкости вторичного вскрытия исключается, т.е. условия вызова притока облегчаются.

Практического опыта освоения скважин, заканчиваемых открытым забоем на режиме равновесия, в районе нет. Технология освоения скважин: НКТ спускается на глубину на 10-

20м выше башмака эксплуатационной колонны.

Устанавливается фонтанная арматура. Буровой раствор заменяется на техническую воду. Производится закачка пенной системы с последующим ее самоизливом. Количество циклов закачки пенной системы выполняется до получения проектного притока.

Очевидно, что в реальных условиях продолжительность работ по вызову притока зависит от конкретных характеристик эксплуатационного объекта и режима его вскрытия и может измениться в значительных пределах.

3.5 Характеристика бурового раствора

Базовая рецептура бурового раствора основана на применении глинистого раствора, обработанного реагентами Сайпан, Дк-Дрилл, КМЦ - 600, гипан и рыбожировой смазкой Сиб-ЭСТет. Система очистки бурового раствора четырехступенчатая.

В соответствии с геологическим разрезом, для обеспечения нормального состояния ствола скважин и эффективной работы турбобуров на забое, проектом предусматривалось применение глинистого раствора с параметрами, приведенными в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Проектные параметры бурового раствора

Параметры раствора	Интервал бурения, м
	0-750	750-950	950-2500	2500-2670
Плотность, г/см3	1,16-1,18	1,05-1,08	1,08-1,12	1,12
Вязкость, сек	30-35	17-18	19-20	20-22
Водоотдача за 30 мин, см3	6-8	8-10	6-8	4-6
Содержание песка, %	до 1,0	до 1,0	не более 0,5	не более 0,5

Геологические условия проводки скважин и характеристика промывочной жидкости

С целью обеспечения нормальных условий проводки скважин и получения качественной промывочной жидкости при бурении под кондуктор в интервале глубин 0-750 м глинистый раствор приготовляли из бентонитового глинопорошка ввиду того, что глинистый раствор недостаточно нарабатывался за счет естественных отложений. При углублении ствола скважины ниже кондуктора бурение производилось на технической воде

с наработкой раствора в палеогеновых и верхнемеловых глинистых отложениях. В целях поддержания необходимых параметров и улучшения качества промывочной жидкости проводилась постоянная обработка раствора химреагентами.

С целью обеспечения подъема цементного раствора до проектной отметки использовались муфты ступенчатого цементирования и заколонные пакеры.