Обоснование способа вызова притока нефти и газа
Перед освоением скважины специальные цементировочные пробки проталкиваются колонной насосно-компрессорных труб к забою скважины. Перфорация проводится при заполнении эксплуатационной колонны в интервале между муфтой МЦП и клапаном ЦКОД перфорационной кислотной среды КПС-1 в объеме 5,1 м3, остальное водным раствором хлористого натрия плотностью 1,14 г/см3. При этом кислотная среда закачивается через колонну НКТ, спущенную до искусственного забоя по окончании операции по проталкиванию спецпробок.
Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается. Приток флюида из пласта рекомендуется вызывать путем замены скважинной жидкости на более легкую и использованием пенных систем.
Рисунок 7 - Зависимость давления на цементировочной головке от производительности цементировочных агрегатов и объемов закачиваемых жидкостей
Рисунок 8 - График зависимости давлений в кольцевом пространстве на забое скважины от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей
В основе освоения лежит принцип уменьшения давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине.
Величину депрессии для получения притока выбирают в зависимости от типа коллектора, вида пластовой жидкости, устойчивости коллектора и коллекторских свойств пласта.
Для обоснования способа воспользуемся работой [18].
Депрессия при вскрытии для пласта АС10 составляет 2,3 МПа. Депрессия при испытании в МПа.
Для вызова притока из продуктивного пласта с низкими коллекторскими свойствами, необходимая депрессия на пласт определяется по формуле
(131)
где 
- величина депрессии на пласт при первичном вскрытии, МПа.
от Рпл, не более 2,5 МПа.
МПа.
Для вызова притока пластового флюида используется компрессорный способ. При этом используется: ЦА-320М, компрессор СДУ-17, пенная система, раствор соли для глушения скважины с удельным весом 1140 кг/м3-40 м3.
При освоении скважины компрессором, в скважину спускают НКТ до интервала перфорации, устанавливают фонтанную арматуру, промывают скважину.
Компрессором снижают уровень воды в скважине до прорыва воздуха через нижнюю пусковую муфту, имеющую отверстие, затем давление в затрубном пространстве стравливают и ожидают притока в течении 4-6 часов.
Для очистки забоя проводится обратная промывка. Затем проводится повторное снижение уровня и обратная промывка.
Данная технология предусматривает обязательное трехкратное снижение уровня и двухкратную очистку.
Затем проводят гидродинамические исследования с записью кривой восстановления давления, отбирают пробы жидкости в скважине. Скважину глушат солевым раствором. На основании исследований выбирают тип насоса, который затем спускается в скважину на НКТ.
Таблица 47 - Режим работы цементировочных агрегатов
| Наименование технологической операции | Тип, название жидкости | Тип (шифр) агрегата | Количество агрегатов, работающих на одном режиме | Количество смесительных машин | Режим работы агрегатов | Время выполнения технологической операции, мин | |||||
| Диаметр цилиндровых втулок | Скорость агрегата | Суммарная производительность агрегата, м3/с | Объем порции на данном режиме | ||||||||
| в данном режиме | от начала затворения до «стоп» | ||||||||||
| Закачка буферной жидкости | Тех. вода | ЦА-320М | IV | 0,061 | 3,3 | 3 3 3,3 | |||||
| Закачка облегченного тампо-нажно-го раствора | Тампонажный раствор | 2 | IV | 0,061 | 24,4 | 7,1 | 10,4 | ||||
| Закачка там-понаж-ного раствора | IV | 0,061 | 4,6 | 1,26 | 11,66 | ||||||
| Закачка про-давоч- ной жидкости | Тех. вода | IV | 0,061 | 27,3 | 7,1 | 18,76 |