28. Освоение скважин, способы вызова притока из пласта. Технология освоения путем замены тяжелой жидкости на более легкую.

Под освоением принимается комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистки предстволовой зоны от загрязнения и обеспечение условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины. Технология освоения: снижение в скважине давления значительно ниже пластового следующими способами: закачка более легкой жидкости; понижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне. При выборе технологии определяющими являются: величина депрессии; устойчивость; состав и свойства пластовых флюидов; степень загрязнения коллектора; наличие близкорасположенных водонасыщенных пластов; прочность крепи скважины.

Технология освоения путем замены тяжелой жидкости на более легкую. НКТ спускают до верхнего отверстия перфорации. Обратную циркуляцию закачивают более легкую жидкость. В процессе освоения следят за давлениеми соотношением закачиваемой и вытекаемой жидкостями. В случае увеличения расхода из НКТ и падение давления на затрубном имеет место приток из пласта, который направлен через линию со штуцером в спец емкость. Для снижения давления на пласт возможна закачка газожидкостной смеси с плотностью менее 1 г/см³.

29. Освоение скважин, способы вызова притока из пласта. Технология освоения снижением давления в скважине с помощью компрессора.

Технология освоения снижением давления в скважине с помощью компрессора. Компрессором подается воздух в аэратор с потоком воды, степень аэрации увеличивается ступенчато. Сократить расход воздуха и воды можно применяя двухфазные пены. В межтрубном пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной компрессором нагнетается воздух до башмака НКТ. Поступление воздуха в НКТ, создании депрессии и получение притока из продуктивного пласта.

30. Цель и принципы стимулирующего воздействия на пласт при освоении скважины.

Если при освоении получают низкий дебит, то приступают к способам стимулирования воздействия на пласт, среди которых: 1. Методы кислотных обработок – растворение карбонатных частиц пласта соляной кислотой или селикатных и глиняных частиц пласта фтористоводородной кислотой. 2. Воздействие резкими колебаниями давлений при вызове притока из пласта – применение в скважине с прочными материалами 3. Гидроразрыв пласта (ГРП) – производят для существенного увеличения площади фильтрации нефти при вызове притока скважины 4. Обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) растворителем и ПАВ для возможного растворения закупоривания пласта вязкими загустевшими нефтепродуктами и улучшение условий фильтрации нефти в пласте в районе ПЗП. 5. Термические методы воздействия на ПЗП – закачка в пласт горячей жидкости, пара, газа, прогрев циркулирующей жидкостью. Сжигание нефти в пласте; электрический и термохимический прогрев.

31. Цель и порядок испытаний скважин.

Испытания скважин производят с целью получения информации для оценки: коллекторских свойств пласта; подсчета запасов нефти и газа; определение продуктивности и выбора способа оптимального месторождения. К испытаниям приступают после освоения ( проведения стимулирующих воздействий на скважину). В разведочных скважинах каждый продуктивный пласт испытывается отдельно от других начиная с нижнего объекта. При испытании очередного объекта нижележащий изолируют с помощью герметичного цементного моста.

32. Цель и технология временной консервации и ликвидации скважин.

В случае если из скважины получен промышленный приток нефти, но площадь не обустроена и не готова к эксплуатации, то скважину временно консервируют, т.е. закрывают так чтобы её можно было бы позже ввести в эксплуатацию. Способ консервации выбирается в зависимости от продолжительности консервации и коэффициента аномальности пластового давления. При К_а ≥ 1 нижний участок заполняется жидкостью повышенной плотности на нефтяной или минеральной основе, для сохранения коллекторских свойств пласта. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост равный или более 25 м. остальная часть эксплуатационной колонны заполняется сидементационной устойчивой жидкостью с плотностью ρ = (1,05 – 1.1)*К_а. НКТ оставляют в эксплуатационной колоне над цементным мостом. В зоне ММП скважину заполняют незамерзающей жидкостью. При К_а < 1 и консервируют до 1 года цементный мост можно не устанавливать. НКТ остается в скважине над верхним отверстием перфорации. Все задвижки фонтанной арматуры закрываются, фланцы закрываются заглушками. При К_а < 1 и консервации более года НКТ извлекают на устье, устанавливают задвижку высокого давления, закрывают глухим фланцем и контр. вентилем для контроля давления. Территория скважины огораживается, указывается номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. Проверка состояния: первые 10 дней – ежедневно, потом ежемесячно. Контролируется давление на буфере, в межтрубном и заколонном пространствах.

Если промышленный приток нефти не получился скважину ликвидируют. Для этого против каждого испытываемого объекта устанавливают цементный мост. Кровля моста над верхним объектом выше на 50 м. на устье ликвидирующей скважины устанавливаю репер с указаной сваркой номера скважины, названия площади, предприятия и даты окончания бурения. Устье скважины закрывается задвижкой прихвачиается сваркой или глухим фланцем с ввареным вентилем. Над устьем устанавливают бетонную тумбу. Размером 1х1х1. Извлекать из скважины обсадные трубы разрешается только если это не приведет к межпластовым перетокам.