7 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ. 2 сведения о текущем состоянии эксплуатационного объекта 1 Текущее состояние разработки

• Название: 2 сведения о текущем состоянии эксплуатационного объекта 1 Текущее состояние разработки
• Дата: 18.10.2021
• Размер: 1.05 Mb.
• Имя файла: 7 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ.doc
• Тип: Документы; #250399
• страница: 1 из 5

37

2 СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

2.1 Текущее состояние разработки

«Проект пробной эксплуатации Тортасинского месторождения» является первым проектным документом на разработку месторождения, до настоящего момента проектные документы на разработку Тортасинского месторождения не составлялись. Основанием для его представления послужили лицензионные обязательства недропользователя.

В 2011 году выполнен «Проект пробной эксплуатации пласта ЮС₁₀ в единичной поисковой скважине № 2-П» (протокол ТКР-УВС Югра-Недра № 47 от 27.02.2012 г.). В 2012 году выполнен «Проект пробной эксплуатации пласта ЮС₂ в единичной разведочной скважине № 3-Р» (протокол ТКР-УВС Югра-Недра № 60 от 05.06.2012 г.).

Тортасинское нефтяное месторождение открыто в 1989 г. Располагается на Тортасинском лицензионном участке. Разработка месторождения в настоящее время не ведется, накопленная добыча нефти отсутствует.

По состоянию на 01.01.2012 г. на Тортасинском месторождении пробурено 6 скважин: 3 поисковые (1, 2-П, 99) и 3 разведочные (3-Р, 100, 101) общим метражом 19726 м. Скважина 3-Р находятся в освоении, скважины №№ 1, 99, 100 и 101 ликвидированы. Скважина 2-П не завершена строительством.

Запасы нефти впервые были оперативно утверждены в 1989 г. (пласты Ю₀ и Ю₂), затем – в 2006 г. (пласт АС₇, протокол №18/503-пр от 02.08.2006 г.). В 2011 г. в Федеральном агентстве по недропользованию утвержден оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам в пластах

АС₁, АС₅, АС₇, ЮС₀, ЮС₂, ЮС₄, ЮС₁₀ Тортасинского месторождения (прот. № 18/934-пр от 21.12.2011 г.).

Разработка месторождения в настоящее время не ведется, накопленная добыча нефти отсутствует.

В 2011 году выполнен «Проект пробной эксплуатации пласта ЮС₁₀ в единичной поисковой скважине № 2-П» (протокол ТКР-УВС Югра-Недра № 47 от 27.02.2012 г.). В 2012 году выполнен «Проект пробной эксплуатации пласта ЮС₂ в единичной разведочной скважине № 3-Р» (протокол ТКР-УВС Югра-Недра № 60 от 05.06.2012 г.).

В настоящий момент скважина 2-П не завершена строительством, добыча нефти из пласта ЮС₁₀ не ведется. Скважина 3-Р находится в освоении, в апреле 2012 г. был проведен ГРП в интервале пласта ЮС₂. Запуск скважины в эксплуатацию планируется в декабре 2012 г.

2.2 Конструкция, методы вскрытия и освоения скважин

Разбуривание Тортасинского месторождения планируется наклонно-направленными и вертикальными скважинами.

Разработка месторождения проектируется кустовым методом бурения. Достоинство кустового метода (с кустовых площадок и насыпных оснований) состоит в снижении затрат на обустройство месторождений и уменьшения техногенного воздействия на окружающую природную среду.

Проектирование и строительство добывающих наклонно-направленных и вертикальных скважин проводится в соответствии с технологическими проектными документами на разработку месторождений, составленных с учетом современных технологий бурения нефтяных скважин, включая выбор рациональных профилей и набора компоновок, их реализующих.

Рациональная схема размещения устьев скважин на месторождении должна удовлетворять следующим требованиям:

• 
  местоположение кустовых площадок осуществляется в соответствии с экологической защитой окружающей среды в регионе;
  
• 
  необходима координация определения совокупности скважин, разбуриваемых с фиксированного основания, с проектными объёмами разбуривания месторождения по годам;
  
• 
  максимально полная комплектация кустов скважинами с учетом схем размещения устьев скважин на основаниях и технологией бурения;
  
• 
  суммарные отклонения от вертикали забоев скважин, разбуриваемых с данного основания, – наименьшие из возможных;
  
• 
  соответствие реальным размерам кустовой площадки (в масштабе) величины основания при кустовании.
  

При проектировании мест строительства кустовых площадок за основу принимается вариант, отвечающий требованиям снижения до минимума наносимого вреда окружающей среде при обустройстве и разбуривании данного месторождения.

Очерёдность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки («Правила безопасности...» ПБ 08-624-03). При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный угол расположен в секторе 120-240⁰ (сначала скважины с большим зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с направлением движения станка образуют угол, равный 60-120⁰ и 240-300⁰, а также вертикальные скважины (в данном секторе допускается забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0-60⁰ и 300-360⁰, при этом сначала бурятся скважины с меньшим зенитным углом.

Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.

Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:

• 
  Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 10⁰;
  
• 
  Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 20⁰;
  
• 
  Не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 20⁰.
  

В группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.

Основные рекомендуемые типы профилей – плоскостной четырехинтервальный с участками: вертикальным, увеличения зенитного угла, стабилизации и уменьшения или набора зенитного угла ниже этого интервала.

Для скважин со смещением от вертикали более 300 м интервал увеличения зенитного угла целесообразно располагать в интервале бурения под кондуктор, чтобы в последующем перекрыть искривленный участок ствола скважины обсадной колонной (кондуктором) и без дополнительных осложнений продолжить бурение основного ствола.

Участок стабилизации необходим для размещения насосного оборудования и достижения проектного забоя с меньшим зенитным углом. Наличие прямолинейного промежуточного участка обеспечивает некоторый «запас глубины» на случай несовпадения фактического геологического разреза с проектным или невозможности выдержать необходимый темп набора кривизны. Изменяя длину промежуточного участка, можно обеспечить вхождение в кровлю эксплуатационного объекта в заданной точке.

Максимально допустимые интенсивности пространственного искривления при проектировании и строительстве скважин по интервалам профиля не должны превышать указанных в региональных инструкциях. Интенсивность набора и корректировки параметров кривизны на участке транспортировки насосного оборудования не должна превышать 2 град. на 10 м, в интервале установки насосного оборудования – 0.25 град. на 10 м. Интенсивность изменения угла на участке набора кривизны при бурении кондуктора и в интервале исправительных работ ниже установки глубинно-насосного оборудования (ГНО) - не более 2.0 град. на 10 м пространственного искривления.

Наибольшее распространение имеет проектный профиль, содержащий участки: вертикальный и набора кривизны. Интервал набора может быть представлен двумя интервалами набора зенитного угла с различными или одинаковыми радиусами искривления и с тангенциальным участком между ними (интервалом стабилизации зенитного угла).

При проектировании стволов следует учитывать вероятность пересечения соседних стволов, определяемую с помощью автоматизированных расчетов.

Проектирование стволов должно осуществляться с учетом траекторий пробуренных скважин. Запрещается начинать бурение скважин, если отсутствуют данные о параметрах искривления ствола предыдущей скважины.

По мере накопления материала о траектории пробуренных стволов скважин проводится оценка соответствия фактической траектории проектной, анализируется работа КНБК на различных участках интервала профиля.

Проектные решения о выборе компоновок низа бурильной колонны осуществляются в соответствии с региональными регламентами на строительство наклонно-направленных скважин.

Основой безопасной и качественной проводки скважин является геолого-технологический контроль в процессе бурения.

Для бурения и контроля траекторий стволов наряду с магнитными необходимо использовать гироскопические инклинометры и телеметрические системы.

Горно-геологические условия проводки скважин, в частности опыт бурения поисковой скважины № 2-П, позволяют утверждать, что рассматриваемый разрез представляет собой область осложненных условий бурения: наличие АВПД в интервале 2765-2785 м, в котором превышение пластового над гидростатическим давлением составляет 30 %, с последующим понижением пластового до гидростатического давления.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

В соответствии с п. 2.3.2. «Правила безопасности...» (ПБ 08-624-03) в разрезе скважины установлены три зоны с совместимыми условиями проводки ствола: 1-я зона (нижняя) - в интервале 3210-2903 м; 2-я зона – 2903-2790 м; 3-я 2790-0 м. Кроме этого конструкция включает направление и кондуктор.

При выборе диаметра эксплуатационной колонны необходимо учитывать следующие факторы:

• 
  получение максимума горно-геологической информации по всему вскрываемому разрезу, возможность проведения полных комплексов геофизических и других исследований;
  
• 
  возможность безопасного ведения работ без аварий и осложнений при строительстве и эксплуатации скважин;
  
• 
  создание условий безопасности использования недр и окружающей среды за счет качественной изоляции флюидосодержащих пластов друг от друга, от проницаемых пород и от поверхности,
  

свести до минимума отрицательное

Требования к методам первичного вскрытия продуктивных пластов

Главным требованием к качеству первичного вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин является максимальное сохранение естественных коллекторских свойств прискважинной зоны пласта. Основные характеристики пластов:

АС₁ – глубина залегания – 1933.1 м, начальное пластовое давление 212 атм; тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 5.5 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.46 д.ед.; пористость – 0.154 д.ед.; проницаемость – 5.6*10^-3 мкм².


Рисунок 2.1 - Типовой профиль наклонно-направленной скважины на пласты АС_1-7



Рисунок 2.2 - Типовой профиль наклонно-направленной скважины на пласты ЮС_0-4, ЮС₁₀

• 
  АС₅ – глубина залегания – 2150.9 м, тип; тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 3.4 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.46 д.ед. пористость – 0.139 д.ед.; проницаемость – 2.5*10^-3 мкм².
  

АС₇ – глубина залегания – 2249.6 м; тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.50 д.ед.; пористость – 0.149 д.ед.; проницаемость – 5*10^-3 мкм².

J3v- К1g (ЮС₀) – глубина залегания – 2674.6 м; тип коллектора – порово-трещинный; средняя нефтенасыщенная толщина – 5.8 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.85 д.ед.; пористость – 0.08 д.ед.

ЮС₂ – глубина залегания – 2726.0 м; тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 12 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.46 д.ед.; пористость – 0.14 д.ед.; проницаемость – 2.2*10^-3 мкм².

ЮС₄ – глубина залегания – 2773.5 м; тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 6.4 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.52 д.ед.; пористость – 0.13 д.ед.; проницаемость – 1.1*10^-3 мкм².

ЮС₁₀ – глубина залегания – 2997.2 м, тип коллектора – поровый; средняя нефтенасыщенная толщина – 7.7 м; средняя нефтенасыщенность пласта – 0.51 д.ед.; пористость – 0.14 д.ед.; проницаемость – 1.8*10^-3 мкм².

В процессе бурения больших толщ глинистых отложений, характерных для месторождений Западной Сибири, происходит интенсивное обогащение глинистого раствора твердой фазой, приводящее к увеличению плотности бурового раствора. В то же время, как показывают исследования, повышение плотности бурового раствора, обусловливающее увеличение репрессии на пласт, ведет к расширению зоны проникновения фильтрата и коллоидной фазы раствора в коллектор и отрицательно влияет на добывные характеристики скважин.

Учитывая вышеизложенное, можно сформулировать следующие требования к свойствам и составу промывочных жидкостей, предназначенных для вскрытия продуктивных горизонтов:

- Состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы его фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта.

- Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу флюида, заполняющего пласт, чтобы при проникновении фильтрата в пласт не происходили физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.

- В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

- Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

- Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат-нефть.

- Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

- Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференцированное давление было близким к нулю.

При вскрытии и бурении продуктивного пласта целесообразно применение биополимерных растворов, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Это системы на водной основе с минимальным содержанием твердой фазы, их достоинством является гибкость при выборе плотности, солености и ингибирующей способности для конкретных условий бурения. Общее содержание твердой фазы в растворе поддерживается на низком уровне с целью предотвращения загрязнения пласта и повышения гидравлической эффективности.

По всему циклу строительства скважин, заложенных на Тортасинском месторождении, необходимо тщательно оценивать и контролировать содержание смазывающих добавок, так как некоторые из них могут отрицательно влиять на свойства коллекторов и параметры буровых растворов.

Первичное вскрытие продуктивных пластов производится в условиях репрессии на пласт (Р ≤ 3.0 МПа).

Вторичное вскрытие

Заключительный этап строительства скважин – вторичное вскрытие продуктивных пластов – во многом определяет конечные результаты всего цикла строительства. Данный этап разработан на основании РД 5753490-010-2005. Цель данного этапа - создание надежной гидравлической связи продуктивного пласта со скважиной посредством системы перфорационных каналов при сохранении целостности и герметичности заколонного пространства в зоне продуктивного пласта. Сохранение качества изоляции зависит, в первую очередь, от типа перфоратора.

Выбор типа перфоратора во многом определяется конструкцией эксплуатационного забоя скважины, геологическими характеристиками пород-коллекторов, слагающих продуктивные пласты, и характера насыщения вскрываемых интервалов.

Наклонно-направленные скважины

При вскрытии интервалов в чистонефтяной зоне с низкой проницаемостью и при достаточном удалении от водонефтяных интервалов рекомендуются высокопробивные перфораторы как отечественного: ПК-105-АТ-01 (16 мм, 700 мм), ПКО-89-АТ-01 (17.2 мм, 650 мм), так и зарубежного производства: Schlumberger 4-1/2" PJ 4505 H447497 (10.6 мм, 1373 мм), Dynamit Nobel 4-1/2" Predator (12 мм, 1252 мм), Halliburton 3-3/8" Millennium 6 SPF HMX (12 мм, 1026 мм).

В интервалах, где имеется возможность возникновения заколонных перетоков, вследствие ударного воздействия на стенки скважины в момент инициации перфоратора, рекомендуются перфосистемы однократного применения в корпусном исполнении, у которых за счет массивного цельнометаллического корпуса значительно снижается фугасное воздействие на обсадную колонну. В данном случае рекомендуются корпусные перфораторы ПКТ-102СТ (12.6 мм, 953 мм), ПКО-89СА (11.5 мм, 765 мм), ПКТ-89С2М (9.7 мм, 751 мм) и ПКО-73С (7.8 мм, 542 мм). По этой же причине данные перфораторы можно рекомендовать для перфорации в условиях депрессии на пласт.

Боковые стволы

В боковых стволах вторичное вскрытие продуктивного пласта рекомендуется производить малогабаритными перфораторами типа ПМ-73СТ, ПКТ-50, ПКТ-73, а также перфораторами, рекомендуемыми для вскрытия на депрессии. Из импортных систем можно рекомендовать перфораторы Predator и Prospector в габаритном исполнении 2” и 2 ¾“.

При использовании щадящих методов основным преимуществом является минимальное воздействие на обсадную колонну и цементный камень, так как создание перфорационных каналов происходит без ударного воздействия, исключающим деформацию и разрушение обсадных труб, трещинообразование в цементном кольце и ухудшение фильтрационных характеристик горных пород в прискважинной зоне пласта.

Плотность перфорации выбирается в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивного пласта. Нахождение перфоратора в заданном интервале обеспечивается геофизическим сопровождением процесса перфорации. При выполнении прострелочно-взрывных работ (ПВР) устье скважины должно оборудоваться запорной арматурой и лубрикаторными устройствами, обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА).

При выполнении ПВР в процессе ремонта скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием, согласно схеме для данного вида работ, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Необходимость монтажа ПВО должна быть указана в плане работ на производство капитального ремонта скважины.

На скважине должны быть подготовлены площадки для работ по снаряжению и заряжанию ПВА. Эти площадки должны быть удалены от жилых и бытовых помещений не менее чем на 100 м, от устья скважины - 50 м. При зарядке ПВА в ЛПС - 20 м от устья скважины.

В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний, размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска, согласовано с территориальным органом Ростехнадзора и указано в проекте на производство ПВР.

Вокруг мест работы с взрывчатыми материалами (ВМ) и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:

• 
  мест снаряжения ПВА - радиусом не менее 20 м;
  
• 
  устья скважины - радиусом не менее 50 м.
  

Перед перфорацией необходимо провести очистку ствола скважины водными растворами ПАВ, с переходом на перфорационную жидкость, с целью исключения кольматации пласта взвешенными частицами, содержащимися в буровом растворе. При порционном заполнении зоны перфорации, необходимо использовать буферный разделитель между буровым раствором и перфорационной средой. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. К таким жидкостям может быть отнесена инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо – 48.5 %, эмультал – 1.5 %, вода - 50 %.

При выборе перфорационной среды необходимо руководствоваться требованиями к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия, при этом следует учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. По причине использования противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем, при этом возникает благоприятная среда для блокирования в призабойной зоне пласта вязких водонефтяных эмульсий и для блокирования части поровых каналов водным фильтратом.

Перфорационные работы рекомендуется проводить в скважинах, заполненных в интервале перфорации водными растворами хлористого кальция, хлористого натрия или хлористого калия, обработанных гидрофобизаторами, характеризующихся коэффициентом восстановления проницаемости для терригенных коллекторов β = 0,54-0,61. Наиболее низкие значения β = 0,31-0,35 – при использовании ИЭР.

Перфорацию можно осуществлять в условиях как депрессии, так и репрессии. При депрессии происходит наименьшее влияние скважинной жидкости на коллекторские свойства призабойной зоны (ПЗП).

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объем фильтрата перфорационной жидкости из скважины в пласт.

Превышение гидростатического давления над пластовым при перфорации должно быть не более:

• 
  10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1.5 МПа;
  
• 
  5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2.5 МПа;
  
• 
  4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3.,5 МПа.
  

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфоратора в один и тот же интервал.

Наряду с перфорацией в условиях репрессии рекомендуется перфорация в условиях депрессии на пласт как в нефтяной среде, так и с использованием вышеуказанных составов.

Освоение скважин

Применительно к эксплуатационным объектам Тортасинского месторождения используются такие методы освоения скважин, как понижение уровня с применением с помощью струйного насоса установки нагнетания газа (УНГ) и свабирования.

Данные методы реализуются с применением следующей специальной техники:

• 
  очистка призабойной зоны, вызов притока и исследование скважины – с применением струйных насосов (установка УСН-СН или аналоги);
  
• 
  УНГ (ТГА; СДА 20/251)
  

Вопрос о методе вызова притока решается для каждой скважины с учетом геолого-физических особенностей.

При формировании технологий освоения низкопроницаемых коллекторов необходимо учитывать следующие факторы: высокую гидрофильность, смачиваемость и капиллярную пропитку коллекторов. Наличие данных факторов приводит к снижению фазовой проницаемости по нефти и блокированию ее поступления в скважину. Применение даже высокопробивных перфораторов при прочности пород на данной глубине не позволяет значительно уйти перфорационным каналам за пределы зоны проникновения. В смеси с водой нефти всех объектов образуют относительно стойкие и высоковязкие эмульсии, реологическая характеристика которых во многом определяется условиями их образования, температурой и градиентом скорости.

В случае невозможности получения фонтанного притока скважина переводится на механическую добычу.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических, петрофизических и физико-химических характеpистик пласта, устойчивости коллектора, расстояния до ВНК и ГНК, свойств пластовой нефти (недопущение разгазирования в пласте), обводненности продукции, степени повреждения цементного камня в процессе вскрытия и ограничений по допустимому пеpепаду давления на зацементиpованное заколонное пpостpанство скважин.

В каждом конкретном случае геологическая служба УБР, исходя из условия сохранения изоляции пластов, ограничивает величину депрессии на пласт из расчета не более 1.5 МПа на один метр зацементированного пространства эксплуатационной колонны в интервале непроницаемых пропластков.

Процесс вызова притока следует начинать с замены промывочной жидкости в скважине на жидкость с меньшим удельным весом, т.е. обычно на «техническую» воду, не допуская при этом вымывания перфорационной среды из интервала перфорации, и в отдельных случаях с воды на нефть.

Вызов притока струйными насосами

Для вызова притока из скважин с ухудшенными фильтрационными характеристиками в России применяются струйные насосы, которые отличаются сравнительной простотой конструкции, возможностью более надежного и плавного управления депрессией и могут быть использованы для продуктивных пластов Тортасинского месторождения в качестве приоритетного метода освоения.

Перед спуском струйного насоса эксплуатационную колонну шаблонируют.

Спуск струйного насоса проводят в следующей компоновке:

• 
  фильтр с установленным в нём глубинным манометром;
  
• 
  пакер;
  
• 
  специальный клапан;
  
• 
  cтруйный насос;
  
• 
  насосно-компрессорные трубы.
  
• 
  Пакер и струйный насос устанавливают в непосредственной близости от перфорационных отверстий (не выше 10-15 м) с целью лучшего удаления из скважины продуктов очистки призабойной зоны.
  

Создание депрессии на пласт осуществляется нагнетанием жидкости в затрубное или в трубное пространство до создания давления, обеспечивающего нужную депрессию, но не превышающего давления опрессовки колонны.

Для очистки призабойной зоны пласта и вызова притока на пласт воздействуют методом переменных давлений. Депрессия создается в течение 5-10 мин., циклы повторяются 5-10 раз. Гидродинамические исследования скважин проводятся на 3-4 режимах путем подбора режима работы агрегата. Время работы на каждом режиме –2-4 часа. При освоении скважины режимы нагнетания выбирают таким образом, чтобы на завершающем цикле создать максимальную, но не ниже давления насыщения, депрессию на пласт, после чего производится запись КВД при наличии в компоновке обратного клапана. При остановке клапан закрывается под весом столба жидкости. Если пластовое давление выше давления столба жидкости, закрытия клапана можно добиться путем создания избыточного давления на устье скважины.

Дебит скважины замеряется по приросту объема рабочей жидкости при различных режимах. По окончанию исследований проводится промывка скважины, срыв пакера и подъем струйного насоса.

В добывающих скважинах необходимо предусмотреть:

• 
  проведение промыслово-геофизических исследований;
  
• 
  определение профиля притока;
  
• 
  проведение в каждой 10-ой скважине гидродинамических исследований с определением фактического и потенциального коэффициентов продуктивности, величины скин-фактора.
  

По результатам промысловых геофизических исследований оцениваются потенциальные возможности пластов, состояние призабойной зоны, выбирается способ и режим эксплуатации скважины.

В случае последующего перевода на механизированный способ добычи осуществляется глушение скважины. Для глушения используется водный раствор хлоридов, при выборе которых необходимо учитывать тип и состав остаточных поровых вод, физико-химические свойства пластовых флюидов с закачкой в интервал продуктивного пласта 5 м³ инвертно-эмульсионного раствора или другого поверхностно активного раствора, не оказывающего негативного влияния на проницаемость призабойной зоны пласта.