В процессе всего цикла вскрытия пластов бурением необходимо производить постоянную очистку бурового раствора от твердой фазы при помощи вибросит песко- и илоотделителей. С этой целью рекомендуется устанавливать блок очистных систем, включающий весь цикл очистки промывочной жидкости (например, комплекс фирмы «СВАКО» или «Деррик»).
С целью сокращения сроков освоения продуктивных пластов и создания наилучших условий для притока углеводородов к забою скважины по всей вскрытой поверхности фильтрации необходимо:
- перед вскрытием продуктивного пласта привести параметры бурового раствора в строгое соответствие с геолого-техническим нарядом. В связи с тем, что при вскрытии продуктивных пластов возможно частичное или полное поглощение промывочной жидкости, в процессе вскрытия рекомендуется вводить наполнители, такие как резиновая крошка, измельченный доломит, известняк, опилки и т.д.;
- ограничивать скорость спуска и подъема инструмента в зоне продуктивных пластов и на 50 м выше и ниже них до 1,0-1,5 м/сек.;
- не допускать простоев станка после вскрытия продуктивного пласта бурением или после перфорации и длительного контакта промывочной жидкости с пластом.
Вторичное вскрытие пластов рекомендуется проводить с помощью кумулятивных перфораторов, обладающих достаточно высокой пробивной способностью и щадящими эксплуатационную колонну от высоких ударных нагрузок. Плотность перфорации от 12 до 20 отв. на погонный метр.
Вторичное вскрытие продуктивных пластов кумулятивными перфораторами следует проводить в среде специальных растворов, приготовленных на основе пластовой воды и поверхностно-активных веществ. В качестве ПАВ можно применять нефтенол ВВД, нефтенол ГФ, нефтенол НК др. Перед перфорацией, после тщательной промывки скважины, интервал перфорации заполняют раствором ПАВ и перфорацию проводят в этой среде.
Вызов притока из скважины следует осуществлять путем замены бурового раствора и раствора перфорации на пресную техническую воду или нефть.
Если после полной замены промывочной жидкости на воду или нефть, достаточная депрессия на пласт не получена, для ее увеличения необходимо выполнить снижение уровня компрессированием или дренированием струйным аппаратом.
Как показывают исследования, высокие депрессии могут привести к смыканию трещин, и ухудшению фильтрационных свойств. Поэтому при планировании работ необходимо учитывать предельные забойные давления, превышение которых недопустимо.
Для очистки скважинного фильтра и околоствольной зоны при освоении скважины необходимо применять кислотные ванны, динамические кислотные ванны. Последние необходимо использовать при сильных загрязнениях ствола скважины в интервале перфорации.
Для увеличения проницаемости околоствольной зоны за счет растворения карбонатной составляющей породы необходимо применять кислотные обработки.
В случае если полученный дебит скважины будет ниже потенциальных возможностей пласта, необходимо выполнить интенсифицирующую обработку. В качестве растворов для интенсификации притока следует применять 12-16% растворы соляной кислоты. Объем раствора 0,3-0,5 м3 на один погонный метр перфорированной толщины пласта.
Для увеличения эффективности кислотного воздействия в кислотные растворы следует вводить поверхностно-активные вещества. Это могут быть нефтенол ВВД, нефтенол НК и другие ПАВ, снижающие поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Нагнетание кислотных растворов в пласт на начальной стадии желательно выполнять в пульсационном режиме с частотой 0,5-10 Гц. Для закачки кислотных растворов на таких режимах в пласт можно применять пульсаторы конструкции БелНИПИнефть.
Для увеличения охвата пласта, неоднородного по фильтрационным характеристикам, воздействием и, соответственно, для подключения в работу всех перфорированных интервалов необходимо использовать селективно-направленное воздействие с периодической закачкой в пласт порций кислоты и высоковязких систем (нефтекислотных или водонефтяных эмульсий).
После проведения кислотного воздействия следует полностью извлечь продукты реакции дренированием скважины струйным насосом.
После окончания освоения скважины необходимо выполнить гидродинамические исследования с помощью комплекта оборудования типа УЭОС, УГИС, УГИП. Период отработки скважины должен составлять не менее 4-6 часов, а период восстановления давления 16-24 часа.
По результатам исследований определить фильтрационные характеристики околоствольной зоны, оптимальные депрессии и дебиты для каждого объекта.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.