При вызове притока флюидов из коллектора необходимо учитывать вещественный состав пласта, качество его сцементированности, условия залегания, характер проявления вод и др. Недоучет конкретных условий может привести к разрушениям слабосцементированной породы в при­ствольной зоне, нарушениям цементного кольца, деформации эксплуатаци­онной колонны, прорыву посторонних вод и т.д.

Считают, что приток будет интенсивным при создании высоких де­прессий на пласт, достигаемых за короткий промежуток времени, причем после начала притока рекомендуется некоторое время поддерживать фор­сированный режим работы скважины для хорошей очистки призабойной зоны пласта. В некоторых случаях (прочный пласт-коллектор, отсутствие подошвенной воды) подобный подход приемлем, но указанная точка зрения противоречит современным требованиям к освоению скважин. Результа­тивность ее зависит от эффективности разрушения блокады в ПЗП. Вид блокады характеризует степень ущерба для реактивного пласта и опреде­ляет эффективное воздействие, обеспечивающее прорыв этой блокады и восстановление продуктивности скважины (пласта). Приведенные в табл. 15.4 категории блокады ПЗП классифицированы по степени загряз­нения с учетом процессов, происходящих с той или иной интенсивностью в ПЗП при вскрытии пласта бурением.

Эти процессы неравнозначны, и оценить степень влияния их на фильтрационные характеристики пласта можно лишь при учете реальных горно-геологических условий. В табл. 15.5 процессы, происходящие в ПЗП, систематизированы по признакам воздействия. Движущей силой приве­денных в табл. 15.5 процессов являются:

перепады давления на пласт и интенсивность их приложения;

разность забойной и пластовой температур;

результирующее давление физико-химических процессов, которые определяются наличием контракционного градиента, градиента напряже­ния смачиваемости, электродвижущими силами и т.д.

Таблица   15.4

Классификация блокад ПЗП (по В.М. Подгорнову)

Катего­рия блокады

Характеристика блокады

Признаки, определяющие блокаду

Воздействие, обеспечи­вающее прорыв блокады

 

 

III

IV

Проникновение не изме­няет фазовой проницае­мости в ПЗП

Блокада фильтратом бу­рового раствора (сниже­ние подвижности фаз в ПЗП)

Блокада твердой фазой бурового раствора при несущественном проник­новении фильтрата (из­менение структуры фильтрующего простран­ства)

Блокада твердой фазой и фильтратом раствора (из­менение объема и струк­туры пространства, сни­жение подвижности фаз в ПЗП)

Блокада буровым раство­ром трещин и перфора­ционных каналов

Нормированная репрессия. Оптимальный состав де-прессионной среды буро­вого раствора. Высокая подвижность пла­стовых агентов и флюидов. Низкая активность физико-химических процессов в ПЗП

Большая    продолжитель­ность от момента вскрытия пласта до вызова притока. Повышенная репрессия. Интенсивная    прямоточная капиллярная пропитка,  ос­мотические    перетоки    в пласт.

Большая скорость    фильт­рации раствора в ПЗП. Фазовые переходы в ПЗП Низкая    проницаемость фильтрационной корки. Высокое содержание в бу­ровом растворе коллоидной глины и барита. Сравнительно    высокая вязкость фильтрата Большая репрессия. Высокое содержание в рас­творе адгезионно-активной фазы   и    адсорбционно-активных реагентов. Большая   скорость   фильт­рации раствора в ПЗП. Гидрофилизация    ПЗП    и набухание   глинистого   це­мента

Гидроразрыв ПЗП и по­глощение бурового раство­ра.

Высокая    прочность   в структуре раствора

Одноцикловое приложе­ние депрессии при ее оп­тимальной скорости

Одноцикловое или по­этапное снижение де­прессии с оптимальной интенсивностью; предва­рительное воздействие с целью сократить зоны проникновения

Импульсное приложение максимальной по вели­чине депрессии

Многоцикловое приложе­ние оптимальной по вели­чине депрессии; предва­рительное воздействие с целью интенсификации притока

Гидровибровоздействие или многоцикловое воз­действие с приложением оптимальной депрессии при максимальной скоро­сти

Воздействие на ПЗП приводит к снижению подвижности агентов, на­сыщающих эту зону, к изменению структуры и объема фильтрующего про­странства, что в конечном счете снижает продуктивность пласта.

Изменение структуры фильтрующего пространства характеризуется перераспределением размеров пор за счет физического проникновения дисперсной фазы буровых растворов. Это проникновение определяется соотношением размеров частиц твердой фазы и пор и характерно для по­верхностных участков ствола, где происходит интенсивная кольматация с перераспределением пор по размерам.

Более равномерное изменение объема фильтрующего пространства происходит в результате набухания, формирования или размывания ад­сорбционных и гидратных пленок на поверхности пор.

Таблица   15.5

Причины изменения продуктивности ПЗП

Признак воздействия на ПЗП

Процессы в призабойной зоне продуктивного пласта

Причины блокады ПЗП

 

Термодинамическая неурав­новешенность пластовых за­бойных условий

Проникновение дисперсной среды буровых растворов в ПЗП через фильтрационную корку1

Проникновение тонкодис­персной  фазы  в  ПЗП  рас­творов1

Проникновение  бурового раствора в ПЗП1

Высокое напряжение на ске­лет породы2

Изменение    свойств    пласто­вых флюидов соответственно забойным условиям. Выделение газа из нефти. Конденсирование    новообра­зований.

Растворение газа в фильтра­те.

Высаливание и комплексооб-разование.

Перераспределение водона-сыщенности.

Образование эмульсии и  га­зовых депрессий Набухание  гидратирующих минералов.

Донасыщение  поверхности фильтрующих    каналов    вод­ной фазой.

Гидрофилизация поверхности фильтрующих каналов. Адсорбция    асфальтосмоли-стых компонентов пластовых нефтей.

Адсорбция химических реа­гентов из фильтратов буро­вых растворов.

Адгезия сконденсированной в пластовых условиях твердой фазы

Адгезия твердой фазы буро­вых  растворов  на  поверхно­сти фильтрующих каналов. Частичная  или  полная  заку­порка фильтрующих каналов Структурообразование и коа­гуляция в объеме поглощен­ного бурового раствора. Формирование внутренней фильтрационной корки на проницаемых   стенках   кана­лов и трещин

Образование   и   деформация трещин. Разрушение скелета породы

Снижение подвижности пла­стовых флюидов. Снижение подвижности фаз ПЗП без изменения объема и структуры фильтрующего пространства

Снижение подвижности фаз ПЗП и снижение эффектив­ного радиуса (объема) фильт­рационных каналов

Изменение структуры фильт­рующего пространства (пере­распределение пор по разме­рам)

Заполнение перфорационных и   фильтрующих   каналов   и трещин загустевающей со временем суспензией

Разрушение структуры филь­трующего пространства

1     Формирование зоны проникновения.

2     Деформация породы.

Существенно влияет на подвижность углеводородов в зоне проникно­вения перераспределение водонефтегазонасыщенности и наличие внесен­ных или сконденсированных в пластовых условиях веществ, находящихся во взвешенном состоянии.

Снижение подвижности жидких углеводородов в ПЗП за зоной про­никновения происходит при снижении температуры и давления в около-скважинном пространстве при циркуляции бурового раствора за счет фа­зовых переходов (выделение твердых или газообразных компонентов).

Разрушение  или  деформация  проницаемого  пространства,   которые

Таблица   15.6

Способы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП (по В.М. Подгорнову)

 

Способы вызова и интенсификации притока	Категория блокады ПЗП, разру­шаемой при применении способа
Замена раствора на более легкий раствор	I; II
Замена на аэрированные растворы	I; II
Использование струйных насосов	I; II; IV
Поршневание (свабирование)	I; II
Вытеснение раствора газом	II; IV
Нагнетание газовых пачек	II; IV
Использование пусковых отверстий	I; II
С помощью испытателя пластов	III
Метод мгновенных глубоких депрессий	III
Метод переменных давлений	III; IV; V
Метод плавного снижения и мгновенного увеличения де-	III; IV
прессии
Вибровоздействие	II; IV; V

возможны как при вскрытии пласта бурением, так и при вызове притока из него, определяются уровнем значений репрессий и депрессий на пласт.

Технология вызова из продуктивных пластов притока должна учиты­вать категорию блокады ПЗП. В табл. 15.6 приведены рекомендуемые спо­собы вызова притока для различных категорий блокады ПЗП.

Универсального способа разрушения любого типа блокады ПЗП при вызове притока в настоящее время нет, поэтому при выборе метода воз­действия на пласт необходимо учитывать состояние призабойной зоны, особенно в низкопроницаемых пластах. Различия в характере воздействия разными способами вызова притока определяются уровнем депрессии, скоростью и цикличностью ее приложения. Выбор способа вызова притока для конкретных объектов в скважине производят с учетом объективных возможностей производства. В условиях поисково-разведочного бурения определение категории блокады ПЗП затруднено и низка вероятность по­лучения притока из низкопрочных коллекторов при приложении высоких депрессий. В этих условиях рекомендуется вызов притока из пласта осуще­ствлять поэтапно, обеспечивая последовательное наращивание возбуждаю­щего действия на ПЗП. Показателями этого воздействия являются перепад давления (депрессия) и характер его приложения, разность пластовой и забойной температур. Непосредственному вызову притока из пласта может предшествовать физико-химическое воздействие на призабойную зону за счет регулирования состава жидкости освоения.

Абсолютное значение депрессии определяют, исходя из величины максимальной гидравлической репрессии, которая была при циркуляции бурового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением. Величина депрессии должна быть более чем в 2 раза больше. В этом случае коэффициент восстановления нефтепроницаемости ПЗП достигает 60-70%.

Минимальная депрессия, обеспечивающая разрушение блокады и движение фильтрата раствора к забою, в низкопроницаемых отложениях должна быть не менее 6,5 — 8 МПа. Однако при депрессиях такого уровня восстановление проницаемости призабойной зоны невысокое.

Вовлечение пластовых агентов и флюидов в движение к забою сква­жины из фильтрующих каналов различного размера происходит неодно­значно.  Снижение  скорости приложения депрессии  способствует  более

полному охвату фильтрующих каналов и, как правило, более высокому де­биту. С другой стороны, разрушение блокады ПЗП, срыв фильтрационной корки эффективнее происходит при высоких скоростях приложения де­прессии.  Оптимальный диапазон скорости  приложения депрессии 0,5 —

5 МПа/ч. Возбуждение притока пластового флюида или газа из закольма-
тированной ПЗП зависит также от адгезионной активности твердой фазы
буровых растворов и коллекторских свойств породы. Для глинистых и утя­
желенных буровых растворов прорыв газа осуществляется в основном при
срыве корок, требующем более высокой депрессии и скорости ее прило­
жения, особенно в низкопроницаемых коллекторах.

Эффективное напряжение, испытываемое матрицей коллектора, мо­жет оказаться в этих ситуациях выше предела упругости и даже предела прочности породы. При проектировании технологии вызова притока эти процессы необходимо учитывать. В случае отсутствия прочностных данных призабойной зоны целесообразно использовать методы вызова притока с плавным приложением депрессии. Это позволит выйти на оптимальный режим при максимальных напряжениях в породах, находящихся в приза­бойной зоне пласта. Однако при применении для вскрытия пласта бурени­ем бурового раствора с тонкодисперсной и адгезионно-активной твердой фазой эффективность плавного приложения депрессии снижается.

Восстановление подвижности вязких и тиксотропных жидкостей в ПЗП обеспечивается циклическим воздействием. Создание депрессии в импульсном режиме (с частотой до нескольких сотен герц) способствует разрушению эмульсии, газовых пузырей, гидратных слоев и усадке набух­ших глин, а также очистке ПЗП от твердой фазы.

Таким образом, технология вскрытия пласта бурением и последующая технология вызова притока взаимосвязаны, и только с учетом этой зависи­мости можно получить при вызове притока максимально возможную про­дуктивность осваиваемого пласта.

В практике заканчивания скважин депрессию на пласт создают, заме­няя буровой раствор в скважине на более легкий (вода, нефть, газирован­ный раствор, специальные жидкости, пена) или снижая уровень жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием.

Свабирование и тартание применяют редко из-за их взрывоопасности, низкой производительности, отсутствия надежного контроля за процессом. В США эти способы снижения давления в ПЗП применяются значительно шире, так как буровые обеспечены надежной противовыбросовой армату­рой, лубрикаторами и контрольными устройствами.

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием га-зификационной установки типа АГУ-8К. Производительность установки 5 —

6 м3/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое
применение ограничивается дефицитом установок и отсутствием в нефте­
газовых районах страны заводов по производству азота (заправочных стан­
ций). В США для этой цели широко используется газификационная уста­
новка фирмы «Кадд Прешер Контрол». Особенностью установки является
наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими тру­
бами диаметром 25 — 31  мм, которые при операциях по вызову притока
принудительно  пропускают в  НКТ через  лубрикатор  на глубину более
5000 ì.

Способы и технологические приемы по вызову притока из пласта,

применяемые в отечественной практике и за рубежом, примерно одина­ковые.

В американской практике большинство скважин (исключение состав­ляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специаль­ным комплектом внутрискважинного оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведе­ния операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавле­ния в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и аг­рессии пластовых флюидов.

В табл. 15.7 представлены данные о передвижных воздушных компрес­сорах, выпускаемых в РФ и США, которые используют при освоении скважин.

В последнее время у нас разработана передвижная компрессорная ус­тановка типа СД 9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м3 /мин. Осваивается ее выпуск для нефтяной промышленности, ведутся работы по созданию более совершенных моделей.

В РФ разработан передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрега­та (по пене) 10 м3/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержа­ние воздуха в пене 35 — 45. Получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не во всех случаях по­зволит эффективно использовать его при освоении скважин.

В РФ и за рубежом проводятся научно-исследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производит­ся газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих при закачке этих веществ раздельно непосредственно в скважине.

Большое внимание при этом уделяется предупреждению загрязнения окружающей среды. Сжигание поступающего из скважины флюида обес­печивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

Перед освоением скважину оборудуют комплексом управляемых кла-панов-отсекателей. Внутренняя поверхность обсадной колонны, внешняя и внутренняя поверхности НКТ обрабатываются ингибитором коррозии пу-

Таблица   15.7

Характеристика передвижных воздушных компрессоров, выпускаемых в РФ и США

 

 

 

Параметр	США	РФ
Фирма «Инжер-солл-Рэнд»	Фирма «Элиот»	Тип компрессора
Модель
38ÌÂ	32ÌÂ	25ÌÂ	ÓÊÏ-80	КС 16/100	КПУ 16/250	СД 9/101
Мощность, кВт Подача, м3/мин Давление на­гнетания, МПа Масса, т	3169,2 85 10,5 6,35	Нет свед. 600 20 13,2	Нет свед. 300 50 9,53	Нет свед. 100 70 7,3	220,6 8 8 16,1	301,5 16 10 23	500,1 16 25 28,5	132,4 9 9,91 10

тем замены жидкости, заполняющей скважину, на жидкость, содержащую ингибитор коррозии.

В скважинах с пластовым давлением выше гидростатического и АВПД вызов притока нефти осуществляется заменой бурового раствора на более легкую жидкость, инертную к сероводороду.

В скважине с пластовым давлением ниже гидростатического (АНПД) и содержанием сероводорода в нефти до 6 % приток вызывают нагнетанием природного или нефтяного газа, по согласованию с местным органом Гос-гортехнадзора, двух- или многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2 % по объему. После получения притока через ингибиторный кла­пан в продукцию скважины вводится ингибитор коррозии. Освоение сква­жин осуществляется с соблюдением правил техники безопасности и охра­ны окружающей среды.

Если в процессе заканчивания скважины проницаемость породы при-забойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. В противном случае скважина может оказаться «сухой» или вызов притока при применении обычных методов может произойти, но только по немногочисленным пропласткам, имеющим повышенную прони­цаемость, а это приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине нефтегазоотдачи.

Следует иметь в виду, что в газонасыщенных коллекторах проникший раствор выносится потоком газа только из крупных поровых каналов. Пла­сты с аномально высоким пластовым давлением часто высокой репрессии, а создать в процессе вызова притока равную по абсолютной величине де­прессию, с целью удаления проникшего в пласт раствора, технически невозможно.

Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирают в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости, свойств коллектора, условий заканчивания скважины. На протяжении десятков лет для восстановления проницаемости призабойной зоны широко применяются кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При кислотной обработке происходит растворение породы и загряз­няющего породы материала, очищение поровых каналов, трещин, каверн, увеличение размеров и возникновение новых каналов фильтрации. Перед применением кислотного воздействия обычно рекомендуется дополнитель­ная кумулятивная или гидропескоструйная перфорация. Для обработки карбонатных пород применяется раствор соляной кислоты, в случае терри-генных коллекторов — смесь растворов плавиковой и соляной кислот.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидко­сти разрыва и расклинивающего агента (обычно кварцевого песка) под давлением, достаточным для раскрытия существующих или возникновения новых трещин в породе. Этот метод характеризуется высокой гибкостью процесса — в качестве жидкости разрыва могут применяться вода, нефть, кислотный раствор, в качестве расклинивающего агента — различные твердые материалы. С целью снижения давления разрыва и инициирова­ния развития трещин предварительно рекомендуется провести дополни­тельную кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию.

Важным является то обстоятельство, что кислотная обработка и ГРП

применимы практически при любой степени снижения проницаемости призабойной зоны. Относительно высокая стоимость этих методов не должна служить препятствием к их применению, поскольку затраты быст­ро окупаются.

Если установлено, что после полной замены в скважине бурового рас­твора на воду нет признаков фонтанирования и для вызова притока из пласта требуется снижать уровень жидкости в скважине в целях сниже­ния забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно схеме рис. 15.6 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфаз­ной пеной.

Прежде всего буровой раствор в скважине заменяют на водный рас­твор ПАВ. Концентрацию ПАВ (ОП-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) прини­мают в диапазоне 0,1—0,2 % (по активному веществу). Во избежание кон­такта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией тол­щиной продуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, бу­ровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого при­ступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для об­разования пены. Однако во избежание контакта большого количества вод­ного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене буро­вого раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологи­ческий прием.

Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, а = 5+10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом на­гнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происхо­дит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительную за-

Рис. 15.6. Схема обвязки устья скважины при освое­нии пеной:

1 — НКТ; 2 — манометры; 3 — расходомер воздуха; 4 — компрессор; 5 — обратные клапаны; 6 — аэратор; 7 — нагнетательная линия; 8 — насос; 9 — мерная емкость; 10 — накопительная емкость для пенообразующей жид­кости; 11 — выкид пены; 12 — затрубное пространст­во

мену водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэра­ции, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта. Распределение плотности пены по глубине скважины дано в табл. 15.8.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрес­сора типа УКП-80 для образования пены в течение 7 —8 ч снижается за­бойное давление в скважине глубиной 5000 — 6000 м на величину, равную 80 — 85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Од­нако при этом продолжительность вызова притока будет несколько больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.

При замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большой плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения пульсации дав­ления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5 — 0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.

Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта (плавность и отсутствие пульсации давления). Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной во­ды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве про­дуктивного пласта. Кроме того, плавный и постепенный режим снижения забойного давления предотвратит деформацию цементного кольца за экс­плуатационной колонной в интервале продуктивного пласта, а также раз­рушение призабойной зоны при наличии слабосцементированных коллек­торов.

После достижения заданной величины забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор, дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоизливе пены из сква­жины. Следует отметить, что некоторые разновидности вызова притока жидкости и газа из пласта, применяемые иногда в промысловой практике, неправомерно противопоставляются пенным системам. Например, вызов притока с применением азота некоторыми промысловыми специалистами считается особым способом. На самом деле азот, как воздух, природный газ и другие, является газовой фазой пенной системы и его использование для образования пены даст лучшие результаты, чем самостоятельное при-

Таблица 15.8

Плотность пены по глубине скважины

 

 

 

Глубина, м	Плотность пены, г/см3	Глубина, м	Плотность пены, г/см3
измеренная	рассчитанная	измеренная	рассчитанная
200 400 600 800	0,27 0,32 0,36 0,41	0,26 0,31 0,37 0,43	1000 1200 1400	0,47 0,52 0,56	0,49 0,55 0,61

менение азота для вызова притока из пласта. Некоторые специалисты счи­тают возможным после уменьшения забойного давления путем постепенно­го снижения плотности пены в скважине оставшийся столб пены прода­вить (удалить из ствола скважины) воздухом. Такой способ совершенно неприемлем, так как применение воздуха в момент начала притока нефти или газа может вызвать серьезные осложнения. Мнение сторонников тако­го технологического приема, считающих, что применение воздуха на ко­нечном этапе вызова притока из пласта несколько ускорит процесс закан-чивания скважин, ошибочно. Во-первых, ускорение в этом случае может измеряться часами, не более. Во-вторых, задача состоит не в том, чтобы ускорить вызов притока на несколько часов или даже на сутки, а главным образом в том, чтобы обеспечить в процессе вызова притока при использо­вании пенных систем высокую продуктивность скважины за счет очистки призабойной зоны пласта и вовлечения в работу низкопроницаемых про­слоев.

Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта является наиболее прогрессивным способом, отвечающим современным требованиям техноло­гии освоения скважин как разведочных, так и добывающих. Дальнейшее совершенствование этого способа должно идти по пути создания более компактных агрегатов для образования пены, условий для быстрого разру­шения на поверхности поступающей из скважины пены в целях обеспече­ния непрерывной циркуляции.

Обратите внимание: