Продуктивних горизонтів

Після розбурювання продуктивного пласта закріплюють його експлуатаційною колоною і цементують. Для сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивним пластом у колоні і цементному кільці пробивають отвори.

Спосіб має ряд переваг:

а) дозволяє сполучати свердловину з будь-якою за товщиною ділянкою продуктивного пласта і одержувати приплив пластового флюїду тільки з неї;

б) проводити спеціальну обробку цієї ділянки з метою покращення колекторських властивостей приствольної зони та інтенсифікації припливу з неї;

в) одночасно, але роздільно експлуатувати декілька ділянок пласта, які відрізняються між собою колекторськими властивостями, складом або властивостями рідин, що насичують їх.

Спосіб має і суттєві недоліки:

а) склад і густину промивальної рідини необхідно вибирати із врахуванням стійкості, коефіцієнтів аномальності пластових тисків та індексів тиску поглинання не тільки продуктивних пластів, але і всієї товщі вищезалягаючих порід, не перекритих попередньою обсадною колоною;

б) продуктивний пласт може суттєво забруднитися тампонажним розчином, оскільки надлишковий тиск при цементуванні значно більший, ніж при бурінні;

в) цей спосіб не забезпечує стійкості та цілісності незцементованих і слабозцементованих колекторів, а тому під дією депресії колектор руйнується, і разом з пластовою рідиною у свердловину виносяться продукти руйнування - пісок та тонші мулові частинки.

10.2 Вторинне розкриття продуктивного пласта перфорацією

Для гідродинамічного зв’язку експлуатаційної колони з продуктивним пластом після затвердіння тампонажного розчину необхідно пробити достатню кількість отворів через обсадну колону, тампонажний камінь і кольматаційний шар. Операцію по створенню таких отворів називають вторинним розкриттям продуктивного пласта.

Вторинне розкриття здійснюють з допомогою спеціальних апаратів, які називаються перфораторами. Застосовують такі види перфорації: кульова, торпедна, кумулятивна і гідропіскоструминна (гідроабразивна).

Координати ділянки, в якій повинні бути пробиті отвори, уточнюють за даними геофізичних досліджень, що проводяться перед спуском колони. Для створення нормальних умов припливу пластового флюїду у свердловину щільність прострілу експлуатаційної колони стріляючими перфораторами (кульові, кумулятивні, торпедні) повинна бути від 10 отв. до 20 отворів на довжині 1 м.

10.3 Способи та основи технології освоєння свердловин

Під освоєнням розуміють комплекс робіт пов’язаний з викликом припливу рідини з продуктивного пласта, очищенням приствольної зони від забруднення і забезпеченням умов для одержання вищої продуктивності свердловини.

В основі всіх способів освоєння лежить зменшення тиску стовпа рідини у свердловині нижче пластового і створення депресії, достатньої для подолання опорів фільтрації пластової рідини. Зменшити протитиск на продуктивний пласт можна зниженням густини і рівня рідини в експлуатаційній колоні. Величину депресії для одержання припливу вибирають залежно від типу колектора (гранулярний чи тріщинний), виду пластової рідини (нафта, газ, вода), стійкості колектора і колекторських властивостей пласта. У газових свердловинах з однаковим типом колектора величина депресії суттєво менша, ніж у нафтових. Для пластів, складених нестійкими породами, зниження тиску слід здійснювати плавно, щоб не допустити руйнування скелета колектора. Якщо пласт складений стійкими породами, то ефективнішим є різке зниження тиску.

Існує декілька способів виклику припливу із пласта.

Заміна важкої рідини на легшу. Якщо коефіцієнт аномальності пластового тиску значно більший одиниці, колекторські властивості пласта добрі і приствольна зона пласта мало забруднена, то часто буває достатньо замінити промивальну рідину, якою була заповнена колона перед перфорацією, на воду або нафту.

Для цього колону НКТ спускають майже до вибою, якщо продуктивний пласт складений стійкими породами, або приблизно до верхніх перфораційних отворів, якщо колектор не стійкий. Заміну рідини ведуть способом зворотного промивання: пересувним поршневим насосом у міжтрубний простір закачують рідину, густина якої менша, ніж густина промивальної рідини в експлуатаційній колоні. Ця легша рідина, заповнюючи міжтрубний простір, витісняє важчу рідину в насосно-компресорні труби (НКТ). При цьому тиск в насосах зростає. Він досягне максимуму в той момент, коли легка рідина підходить до башмака НКТ. Слід мати на увазі, що цей тиск не повинен перевищувати тиску опресування експлуатаційної колони. З цієї умови і визначають допустиму глибину занурювання башмака НКТ під рівень промивальної рідини.

У процесі закачування легшої рідини необхідно стежити за показами манометрів і витратомірів. Якщо витрата рідини, що виходить із свердловини, більша за витрату закачуваної рідини, то це початок припливу пластового флюїду. У випадку швидкого збільшення витрати на виході із НКТ і падіння тиску у міжтрубному просторі вихідний потік направляють через лінію зі штуцером.

Якщо заміною важчої промивальної рідини на воду або дегазовану нафту не вдається одержати стійкий приплив із пласта, то застосовують методи стимулюючої дії на пласт або інші способи збільшення депресії.