Освоение и опробование скважин

Опрос домашнего задания:

1) Ответить на следующие вопросы:

1. Что такое первая медицинская помощь?

2. Для чего делают искусственное дыхание?

3. Какой переменный ток является наиболее опасным для человека?

4. Какие правила соблюдают при вывихе и переломах?

5. Когда делают непрямой массаж сердца?

2) Сдать конспект лекции и презентацию

Тема: Освоение и опробование скважин

План:

• Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов)
• Освоение иопробование (испытание) продуктивных горизонтов (пластов)

Техника перфорации скважин

Способы перфорации скважин

Пулевая

Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, имеющегося в их распоряжении.

Торпедная

Кумулятивная

Гидропескоструйная

Гидромеханическая

Гидропескоструйная и гидромеханическая перфорации осуществляются техническими средствами и службами нефтяных промыслов или сервисными компаниями

Пулевая перфорация скважин

При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат , состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу.

Существует два вида пулевых перфораторов :

• перфораторы с горизонтальными стволами . В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.
• перфораторы с горизонтальными стволами . В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора;
• перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Пулевой перфоратор ПБ-2 состоит из нескольких секций, каждая имеет каморы с ВВ. Стволы, заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. В верхней секции два запальных устройства, которые срабатывают при подаче по кабелю тока. В результате мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается.

Пулевая перфорация скважин

В перфораторе ПБ-2 масса заряда ВВ одной каморы составляет 4-5 г , поэтому пробивная способность его невелика. Длина перфорационных каналов составляет 65 - 145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12 мм.

Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90 имеет больший объем камор и длину стволов. Масса ВВ в одной каморе - 90 г . Давление газов в каморах - 0,6 - 0,8 тыс. Мпа . Длина перфорационных каналов в породе получается 145 - 350 мм при диаметре около 20 мм.

В каждой секции перфоратора четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки - отклонители . Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения покрываются медью или свинцом .

В каждой секции два ствола направлены вверх и два вниз , чтобы компенсировать реактивные силы, действующие на перфоратор.

Торпедная перфорация скважин

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм.

Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г . Аппарат состоит из секций, в каждой из которых по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной камеры - 27 г . Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм , диаметр канала - 22 мм . На 1 м длины фильтра делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн.

Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией .

Кумулятивная перфорация

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов.

Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва . Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ , облицованной тонким металлическим покрытием ( листовая медь толщиной 0,6 мм ). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал.

Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа . При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора..

Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные .

Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно . Бескорпусные - одноразового действия . Разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется для герметизации зарядов при погружении их в скважину

Кумулятивная перфорация

Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, опускаемые через НКТ, а также на насосно-компрессорных трубах ). В последнем случае взрыв производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара , действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет 25 - 50 г .

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м , торпедным - 1 м , пулевым - до 2,5 м. Это одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Корпусные перфораторы простреливают интервал до 3,5 м за один спуск , корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные или ленточные - до 30 м.

Корпусный кумулятивный перфоратор ПК105ДУ: 1- взрывной патрон; 2 - шнур; 3 - заряд; 4 - электропровод.

Кумулятивная перфорация

Ленточные перфораторы легче корпусных, но их применение ограничено давлениями и температурами на забое скважины , так как взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в контакте со скважинной жидкостью.

В ленточном перфораторе заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала), герметичных чашках, которые размещены в отверстиях стальной ленты с грузом на конце. Гирлянда спускается на кабеле. При залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяется.

Недостаток бескорпусных перфораторов - невозможность контролирования числа отказов , тогда как в корпусных перфораторах такой контроль осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса..

Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105:

КН - кабельный наконечник; 1- головка перфоратора; 2 - сталь-ная лента; 3- шнур; 4 - заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз.

Оборудование:

• ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЕ ЩЕЛЕВЫЕ ПЕРФОРАТОРЫ ПГМЩ102; ПГМЩ 114 ; ПГМЩ127; ПГМЩ 140/146; ПГМЩ168; ПГМЩ 178; ПЩ-6-146; ПЩ-6-168
• и другие с аналогичным принципом действия
• Перфоратор состоит из цилиндра с соединительной муфтой, подпружиненного поршня-толкателя, корпуса, накатного диска, гидромониторной насадки, опорных роликов.

Гидромеханическая щелевая перфорация

Гидромеханическая щелевая перфорация

• а б в

Гидромеханический щелевой перфоратор в рабочем положении

а – исходное положение перед началом перфорации

б – положение резания и промывки щели

в – положение отключения перфоратора и

Гидромеханическая щелевая перфорация

• ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ЩЕЛЕВОЙ ПЕРФОРАЦИИ

• Схема проведения гидромеханической щелевой перфорации обсадной колонны
• 1-лебедка, 2-обсадная колонна, 3-НКТ, 4-геофизический прибор, 5-специальная жидкость вскрытия, 6-экранная муфта, 7-противопесочный фильтр, 8-щелевой перфоратор, 9-агрегат, 10-вертлюг, 11-шланг, 12-стояк

Гидромеханическая щелевая перфорация

• ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ЩЕЛЕВОЙ ПЕРФОРАЦИИ

• Гидромеханический щелевой перфоратор спускается в скважину на колонне НКТ, в компоновку которой включается на заданном расстоянии от режущего узла перфоратора реперная муфта. Геофизическим методом определяют её местоположение в стволе скважины ( фиг. 1). Затем заполняют скважину специальной жидкостью вскрытия через циркуляционный канал перфоратора (фиг. 2) и с помощью подгоночных патрубков на поверхности устанавливают режущий узел перфоратора против нижней границы интервала перфорации (фиг. 3). После этого бросают в НКТ первый малый шар (20-25 мм) и создают циркуляцию жидкости через гидромониторный канал с перепадом давления на насадке 7-9 МПа. При этом перемещают колонну НКТ вверх до верхней границы интервала перфорации (фиг. 4). Не снижая давления опускают перфоратор в исходное положение. Во время этой операции наблюдают по индикатору веса наличие затяжек и посадок. После многократного повторения такого возвратно-поступательного движения НКТ, когда в интервале перфорации исчезнут затяжки и посадки инструмента, создают повышенное давление в НКТ 12-15 МПа и производят намыв каверны вдоль щели гидромониторной струёй. Выполнив эту операцию, прекращают циркуляцию, бросают в НКТ второй большой шар (40-50 мм). Затем повышением давления в НКТ на 3-4 МПа создаётся усилие на втулке перепускного клапана, под действием которого срезаются металлические штифты и она перемещается вниз открывая отверстия в корпусе клапана (фиг. 5). В таком положении, когда обеспечена гидравлическая связь трубного и затрубного пространства, возможно проводить обработку пласта специальными жидкостями, вызывать приток и исследовать вскрытый объект. При необходимости, можно, эксплуатировать скважину до следующего капитального ремонта.

Гидропескоструйная перфорация

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) разрушение преграды происходит в результате абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй , вылетающих из насадок пескоструйного перфоратора , прикрепленного к нижнему концу НКТ. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления.

При ГПП создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается за счет большой скорости песчано-жидкостной струи - несколько сотен метров в секунду . Перепад давления составляет 15 - 30 МПа . В породе вымывается каверна грушеобразной формы , обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.

Аппарат для ГПП АП-6М: 1 - корпус; 2 - шар опрессовочного клапана; 3 - узел насадки; 4 - заглушка; 5 - шар клапана; 6 - хвостовик; 7 - центратор

Гидропескоструйная перфорация

Время воздействия на преграду не должно превышать 15 - 20 мин, так как при более продолжительном воздействии каналы не увеличиваются.

Аппарат АП-6М конструкции ВНИИ БТ имеет шесть боковых отверстий, в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного создания шести перфорационных каналов.

Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых сплавов , устойчивых против износа водопесчаной смесью, трех стандартных диаметров 3; 4, 5 и 6 мм .

Медленно вращая пескоструйный аппарат или вертикально его перемещая , можно получить горизонтальные или вертикальные надрезы и каналы. Сопротивление обратному потоку жидкости уменьшается и каналы получаются 2,5 раза глубже . В пескоструйном аппарате предусмотрены два шаровых клапана , сбрасываемых с поверхности. Диаметр нижнего клапана меньше, чем седло верхнего клапана, поэтому нижний шар свободно проходит через седло верхнего клапана.

После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присоединения к нему насосных агрегатов система спрессовывается давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза .

Гидропескоструйная перфорация

Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего клапана для герметизации системы . После опрессовки обратной промывкой, верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается малый - нижний шар , и при его посадке на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через пасадки. После этого проводится перфорация закачкой в НКТ водопесчаной смеси. Концентрация песка в жидкости составляет 80 - 100 кг/м 3 . При пескоструйной перфорации НКТ испытывают большие напряжения.

Гидравлические потери при гидропескоструйной перфорации складываются из следующих: P 1 - потерь давления на трение в НКТ при движении песчано-жидкостной смеси от устья до пескоструйного аппарата ; Δ P - потерь давления в насадках, определяемых по графикам или расчетным путем ; P 2 - потерь на трение восходящего потока жидкости в затрубном кольцевом пространстве ; P 3 - противодавления на устье скважины в затрубном пространстве.

Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и кольцевом пространстве уравновешены, то давление нагнетания на устье P у будет равно сумме всех потерь:

Гидропескоструйная перфорация

При ГПП применяется то же оборудование, как и при гидроразрыве пласта . Устье скважины оборудуется стандартной арматурой типа 1АУ-700 , рассчитанной на рабочее давление 70,0 МПа. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используются насосные агрегаты, смонтированные на платформе тяжелых грузовых автомобилей 2АН-500 или 4АН-700 , развивающие максимальные давления соответственно 50 и 70 МПа . При меньших давлениях используют цементировочные агрегаты. Число агрегатов n определяется как частное от деления общей необходимой гидравлической мощности на гидравлическую мощность одного агрегата, причем для запаса берется еще один насосный агрегат,

где Q - суммарный расход жидкости; P у - давление на устье скважины; q а - подача одного агрегата; Р а - давление, развиваемое агрегатом; η - коэффициент, учитывающий износ насосных агрегатов η = 0,75 - 1 . Агрегат 4АН-700 снабжен дизелем мощностью 588 кВт при 2000 об/мин, трехплунжерным насосом 4Р-700 с диаметрами плунжеров 100 или 120 мм . Ход плунжера 200 мм.

Гидропескоструйная перфорация

Характеристика насосного агрегата 4АН-700

* Примечание:

к. п. д. агрегата - 0,83; коэффициент наполнения - 1;

частота вращения вала двигателя - 1800 1./мин.

Песчано-жидкостная смесь готовится в пескосмесительном агрегате ( 2ПА; ЗПА и др. ) , который представляет собой бункер для песка емкостью 10 м 3 с коническим дном. В нижней части бункера установлен шнек. Скорость вращения шнека ступенчато изменяется от 13,5 до 267 об/мин . В соответствии с этим подача песка изменяется от 3,4 до 676 кг/мин . Агрегат снабжен насосом 4НП (насос песковый) низкого давления для перекачки песчано-жидкостной смеси. Бункер со всем оборудованием смонтирован на шасси тяжелого автомобиля.

Гидропескоструйная перфорация

Специальные рабочие жидкости завозят на скважину автоцистернами или приготавливают в небольших (10 - 15 м 3 ) емкостях , установленных на салазках. В обвязку поверхностного оборудования монтируют фильтры высокого давления - шламоуловители, предупреждающие закупорку насадок крупными частицами породы. Песчано-жидкостная смесь готовится тремя способами:

• с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема); со сбросом отработанного песка с повторным использованием жидкости; со сбросом жидкости и песка.
• с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема);
• со сбросом отработанного песка с повторным использованием жидкости;
• со сбросом жидкости и песка.

Наиболее экономична закольцованная схема , при этом расходы жидкости и песка минимальные. При использовании специальных жидкостей (нефть, раствор кислоты, глинистый раствор и др.) не загрязняется территория . При работе по кольцевой схеме в среднем расходуется 20 м 3 воды и 4,1 т песка , а при работе со сбросом воды и песка потребовалось 275 м 3 воды и 14 т песка .

Гидропескоструйная перфорация

В качестве рабочей используют различные жидкости, исходя из условия ее дешевизны, предотвращения ухудшения коллекторских свойств пласта и открытого фонтанирования. Для целей ГПП используют воду, 5 - 6%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, дегазированную нефть, пластовую сточную или соленую воду с ПАВами, промывочный раствор . Если плотность жидкости не обеспечивает глушение сква-жины, добавляют утяжелители: мел, бентонит и др .

Схема обвязки поверхностного оборудования при работе по замкнутому циклу: 1 - АН-700; 2 - ЦА-320; 3 - шламоуловитель; 4 - пескосмеситель; 5 - емкость; 6 - скважина; 7 - обратный клапан; 8 - открытые краны; 9 - закрытые краны

Гидропескоструйная перфорация

Объем рабочей жидкости принимается равным 1,3 - 1,5 объема скважины при работе по замкнутому циклу .

Процесс ГПП связан с работой насосных агрегатов, развивающих высокие давления, и в некоторых случаях с применением горячих жидкостей. Поэтому проведение работ регламентируется особыми правилами по охране труда и пожарной безопасности, несоблюдение которых может привести к очень тяжелым последствиям.

Пескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта. Громоздкость операции, задействование мощных технических средств и большого числа обслуживающего персонала определяют довольно высокую стоимость этого способа перфорации и сдерживают ее широкое применение по сравнению с кумулятивной перфорацией.

Под  опробованием   пласта понимается комплекс работ, прово­димых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.

При проведении испытаний ставятся более широкие задачи, чем при опробовании. Под  испытанием   пласта понимается комплекс работ, обеспе­чивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испыта­ние скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характерис­тики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию — вызов притока жидкости из горизонта (пласта). Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристик горизонта (пласта), величины пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности.

Для каждой скважины, подлежащей испытанию, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств горизонтов (пластов) конструкции скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План утверждается главными инженером и геологом объединения, треста, управления геологии.

Испытание или опробование пластов должно производиться при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ.

Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производятся промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов. При промывке глинистый раствор, находящийся в скважине, заменяется водой или нефтью. Благодаря этому давление на забой уменьшается, а также происходит очистка его от глинистой корки и грязи. Промывку осуществляют при собранной арматуре на устье скважины, со спущенными в нее до фильтра насосно-компрессорными трубами. Эти трубы после промывки остаются в скважине для эксплуатационных целей.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство (между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами) компрес¬сором нагнетается сжатый воздух (или газ), вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спуска¬ют не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забой и поступление нефти из пласта в скважину.

Главный недостаток этого способа освоения скважины — большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т. д. При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы опускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. Пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производится при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта.

После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплуатационной скважины на приток, скважина передается промыслу для эксплуатации или проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Способы вызова притока

В основе всех способов вызова притока лежат три

технологических приёма создания депрессии на продуктивный

пласт:

• Уменьшение плотности жидкости в скважине;
• Снижение уровня жидкости в скважине;
• Снижение давления в интервале продуктивного пласта с помощью струйных насосов

Всего известно более 20 способов вызова притока, в которых

использованы перечисленные технологические приёмы создания

депрессии на продуктивный пласт

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Вызов притока путём замещения жидкости в эксплуатационной колонне

На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой. В

скважину спущены НКТ до уровня перфорационных отверстий. Затрубное

пространство обвязано с насосным агрегатом. В затрубное

пространство закачивают жидкость меньшей плотности, которая создаёт

гидростатическое давление меньше пластового. Жидкость из НКТ

сливается в сборную ёмкость. Когда жидкость меньшей плотности

достигнет забоя, начинают снижать подачу насосного агрегата, снижая

гидродинамическую составляющую давления на пласт. При

возникновении депрессии на пласт, пластовый флюид начинает

поступая в скважину изливаясь через НКТ в сборную ёмкость.

Величину депрессии регулируют плотностью лёгкой жидкости, а

противодавление на пласт подачей насосного агрегата и диаметром

НКТ.

Этот способ применяют обычно в скважинах с АВПД.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Вызов притока из пласта методом аэрации жидкости освоения

• На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой. В скважину спущены НКТ. Затрубное пространство обвязано через аэратор с насосным агрегатом и компрессором, нагнетающим газообразный азот или воздух с пониженным содержанием кислорода. Вместо компрессора могут применяться баллоны с газообразным азотом. Для снижения плотности жидкости, поступающей в скважину в аэраторе создаётся газожидкостная смесь, которая двигаясь по кольцевому пространству достигает башмака НКТ и далее уходит через НКТ и фонтанную арматуру в сборную ёмкость. Гидростатическое давление аэрированной жидкости плавно уменьшают, увеличивая подачу рабочего газа. С возникновением депрессии пластовый флюид начинает поступать в скважину и через НКТ в сборную ёмкость.
• Недостаток данного способа заключается в нестабильности аэрированной жидкости.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Вызов притока из пласта заменой жидкости в скважине на двухфазную пену

• Данный способ является развитием метода аэрации жидкости освоения. Технология здесь отличается только тем, что в жидкость освоения добавляют поверхностно-активное вещество, например сульфанол в количестве 0,1 ÷ 0,3%. На выходе аэратора получается достаточно стабильная пена плотность которой легко регулируется соотношением газа и жидкости в пределах 200 ÷ 800 кг/м 3 .

В этом способе, после достижения требуемой депрессии циркуляцию прекращают на 2-3 часа в ожидании притока пластового флюида. Если притока нет, циркуляцию останавливают.

Имеется разновидность этого метода, в котором вместо аэратора используют эжектор. Применение эжектора позволяет использовать для нагнетания газа компрессор среднего давления, так как сам эжектор является струйным насосом, работающим за счёт энергии струи жидкости освоения.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Схема обвязки устья скважины и наземного оборудования при вызове притока газированными жидкостями и двухфазными пенами

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 - цементировочный агрегат; 2 - линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 – аэратор ( эжектор ) ; 4 -манометр; 5 - 8, 13, 15 - задвижки; 9 - заглушка; 10 - выброс пены; 11 - накопительная емкость; 12 - нефтепромысловый коллектор; 14 - эксплуатационная колонна; 16 - пенопровод; 1 7 - обратный клапан эжектора; 18 - воздухопровод; 19 - компрессор

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

• Вызов притока за счёт снижения уровня поршневанием (свабированием)

• На устье установлена фонтанная арматура с трубной головкой, оснащённая лубрикатором. Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального, спущенного в НКТ, поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.
• Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки подъемного агрегата на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида. После получения притока сваб выводят из НКТ в лубрикатор.