Порядок проведения технологических операций заключается в следующем.

1. По данным комплекса стандартных геофизических исследований, выполняемых после бурения скважин, определяют интервалы залегания нефте- и водоносного пластов, их толщину, наличие и толщину глинистого прослоя или переходной зоны водонефтяного пласта.

2. Исходя из полученных результатов, геологическая служба буровых предприятий оценивает возможность проведения технологического процесса, а также даёт рекомендации по компоновке технических средств в составе эксплуатационной колонны.

3. Располагают технические средства в нужном интервале, точность установки обеспечивается тщательным замером длины обсадных труб и контролем локатором муфт.

4. Скважину цементируют по обычной технологии.

5. После ОЗЦ проводят геофизические исследования для определения качества цементирования.

6. Спускают колонну НКТ под освоение и промывают скважину для удаления глинистого раствора до получения чистой воды.

7. Осуществляют обвязку устья скважины арматурой и по колонне НКТ закачивают техническую соляную кислоту для создания кислотной ванны.

8. Цементное кольцо против образовавшихся отверстий в фильтре разрушают путём создания избыточного давления, не превышающего допустимое на данную обсадную колонну.

9. В терригенных коллекторах соляную кислоту задавливают в пласт для обработки призабойной зоны, в карбонатных- создают кавернонакопители без задавливания кислоты в пласт.

10. Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Механический способ.

Известно, что формирование и последующее состояние ПЗП сильно влияют на продуктивность скважин. Само формирование состояние ПЗП зависит от операций, которые проводятся при строительстве скважин-бурение, СПО, цементирование, перфорация пласта.

При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске колонны бурильных, обсадных труб, более чем в 1,7 раза превышает статическую репрессию столба бурового раствора в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости ПЗП.

Следовательно, чем меньше в процессе строительства скважин пласт испытывает воздействие попеременных гидродинамических ударов, которые, зачастую, значительно превышают пластовое давление, тем меньше степень ухудшения фильтрационных свойств коллектора в ПЗП.

Вторичное вскрытие пластов в режиме депрессии позволяет исключить один цикл загрязнения продуктивного пласта скважинной жидкостью и очистить ПЗП за счёт имплозии.

Изучение степени очистки перфорационных каналов и ПЗП обратными импульсами давления показала, что мгновенно создаваемый перепад давления при перфорации в режиме депрессии отличается от обычных статической и ударной нагрузок. При этом выталкивающая сила из пласта в ствол скважины равна удвоенному создаваемому перепаду давления, умноженному на площадь перфорационного отверстия, т.е. чем больше диаметр перфорационного отверстия, тем больше степень очистки ПЗП. Как отмечают авторы, рассмотренный способ очистки эффективен также и для скважин с низким пластовым давлением. Например, в скважине максимально достижным перепадом давления 3,5 МПа можно мгновенно создать депрессию на пласт, эквивалентную приложенному перепаду давления в 7 МПа. При этом возникают в ПЗП более высокие скорости течения и эрозионный эффект, что приводит к высокой степени очистки ПЗП.

Как известно, широко используемые кумулятивные перфораторы из-за создания высоких ударных нагрузок и температуры (до 300 0С) не только кольматируют коллектор, но и разрушают крепь скважины, что приводит к преждевременному обводнению продукции.

Причём, большая продолжительность перфорации и небольшой диаметр перфорационных отверстий снижают эффективность перфорации в режиме депрессии.

Использование сверлящих аппаратов для вторичного вскрытия в режиме депрессии осложнено отсутствием в скважине колонны НКТ на случай фонтанирования и большой продолжительностью процесса и т.п.

4.2 Физико-химические методы повышения производительности скважин

К этим методам, которые сейчас применяются на Зай-Каратайской площади относятся: КПАС, ГИОС, АХВ.

КПАС - кислотный поверхностно – активный состав.

Технология воздействия КПАС на ПЗП и продуктивный пласт осуществляется путём циклической закачки кислотных составов в нагнетательные и добываюшие скважины.

Обработка КПАС нагнетательных скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

- замер параметров работы скважин;

- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равному объёму НКТ.

Обработка КПАС добывающих скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:

- замер принимающей способности ПЗП скважины на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме;

- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;

- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равном объёму НКТ;

- замер принимающей способности ПЗП скважин на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме.

После достижения запланированного объёма закачки, состав продавливают в пласт 1% водным раствором РДН-1 в объёме 10-15 м3 выдерживают состав на реагирование в течение 6-8 часов, демонтируют нагнетательную линию, проводят ПЗР и представляют выполненный объём работ «Заказчику».

Реагент РДН-1 - представляет собой композицию ПАВ (смесь производного алкилированного полиоксиглкилфенола, гидрофильно-липофильный баланс молекул, которая обеспечивает его хорошую растворимость как в воде так и углеводородной фазах), концентрата природных полярных поверхностно-активных компонентов нефти и растворителя асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) на основе тяжёлого ароматического углеводорода или смеси тяжёлых галопроизводных углеводородов.

ГИОС – газоимпульсная обработка скважин.

Технология предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышение потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приёмистости нагнетательных скважин и является одним из физ.-мех. Методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяного месторождения.

Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки ПЗП заключается в создании в определённых локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путём доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента высокого давления и импульсной его подачи в обрабатываемый интервал.

Технология газоимпульсной обработки ПЗП предназначена для использования на нефтяных месторождениях, находящихся на средней и поздней стадиях разработки. Она может осуществляться как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах.

Применение акустико-химического воздействия.

Механизм очистки призабойной зоны пласта и восстановление её проницаемости основан на комплексном воздействии ряда физических и химических факторов – термо-акустических полей в ультразвуковом диапазоне, органоминеральных загрязнений специальным составом и гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта (в добывающей скважине) или гидрофилизации призабойной зоны пласта (в нагнетательной скважине), усиленном за счёт гидродинамического режима обработки.