Технологии освоения добывающих скважин после бурения на Приобском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Развитие нефтяной промышленности в нашей стране играет большую экономическую и политическую роль, так как Россия обладает большими потенциальными запасами углеводородного сырья, которые непосредственно влияют работ по вызову притока в энергетике. Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью.

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывающими возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности поэтому, наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России), крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное.

Эксплуатация основных нефтяных месторождений Западной Сибири на сегодняшний день характеризуется практически полным переходом на механизированные методы добычи, повсеместным старением фонда скважин, интенсификации добычи нефти и сопутствующими этому проблемами.

Наиболее ярко складывающуюся ситуацию можно проследить на примере нефтяных месторождений Нефтеюганского и Сургутского районов.

Форсированные отборы нефти привели к тому, что на сегодняшний день добыча нефти характеризуется высокой обводненностью пластовой жидкости и большим содержанием в ней механических примесей.

Целью курсового проекта является изучение способов освоения скважин после бурения на Приобском месторождении.

Задачами курсового проекта являются:

1. Описать геологическую характеристику Приобского месторождения.

2. Проанализировать методы освоения скважин после бурения.

3. Расчет процесса освоения скважины.

4. Изучить охрану труда при соответствующих видах работы.

1. Геологическая часть

1.1 История открытия и географическая характеристика района работ

Приобское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1982 году. Приобское нефтегазовое месторождение географически расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Ближайший к Приобскому месторождению город - Нефтеюганск (расположен в 200 км к востоку от месторождения).

Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Территория разрезана рекой Обь, заболочена и в период паводка по большей части затопляется; здесь находятся места нерестилищ рыб. Как отмечалось в материалах Минтопэнерго РФ, представленных в Госдуму, эти факторы осложняют разработку и требуют значительных финансовых средств для применения новейших высокоэффективных и экологически безопасных технологий. Лицензия на освоение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию ОАО "Роснефть", компании "Роснефть", Юганскнефтегаз. По расчетам специалистов, разработка месторождения при существующей системе налогообложения нерентабельна и невозможна. На условиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства - $48,7 млрд.

Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Период разработки на условиях СРП - 58 лет. Пиковый уровень добычи -19,9 мллн. Тонн на 16 году освоения. Первоначальное финансирование составляло по плану 1,3 млрд. долларов. Капитальные затраты - 28 млрд. долларов, эксплуатационные затраты - 27,28 млрд. долларов. Вероятные направления транспортировки нефти с месторождения - Вентспилс, Новороссийск, Одесса, "Дружба".

ООО «РН - Юганскнефтегаз» ведет разработку 27 лицензионных участков Ханты-Мансийского автономного округа: Усть-Балыкское, Солкинское, Южно-Сургутское, Омбинское, Фаинское, Мамонтовское, Ефремовское, Тепловское, Кудринское, Петелинское, Мало-Балыкское, Киняминское, Майское, Угутское, Южно-Балыкское, Средне-Балыкское, Правдинское. Приразломное, Северно-Салымское, Салымское (ЮО), Салымское (Лемпинская площадь), Восточно-Правдинское, Приобское, Соровское,Средне-Угутское и Западно-Угутское месторождения.

Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России). Балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, по категории С1 составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым. Балансовые запасы нефти категории С2 составляют 524073 тыс. т., извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093. Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей: крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное; труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизон-тов. Промышленный интерес представляют пласты , , . Коллек-тора горизонтов и относятся к средне и низкопродуктивным, а к аномально низко продуктивным. Эксплуатацию пласта следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к., пласт к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты. Существенный рост добычи нефти за счёт ГРП. Начиная с 2006 г. дополнительная добыча от ГРП составила 4900 т., годом. Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня.Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

Рисунок 1.1- Схема расположения месторождения

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос. По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Мансийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру.

Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б».

В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие. Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz).

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3). Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черного цвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м. Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38м.

Меловая система (K),

Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонко отмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов - . Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты , , . Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м. Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке. Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита.

Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м. Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м. Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м. Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м. Палеогеновая система (P2)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными. Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м. Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м. Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м. Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м. Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато- серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м. Четвертичная система (Q) Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока.

Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты были переиндексированы на . При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: , , , , , , , , , , . Пачка продуктивных пластов залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта , , , которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м. Залежи пласта приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними. Основная залежь вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м3/сут, Нд=1239м до 7,5 м3/сут при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м. Залежь вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м3/сут.

Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный. Основная залежь является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию.

Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м. В пласте вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа. Пласт имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м3/сут. при динамических уровнях до 48 м3/сут. Покрышка горизонта образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов , в состав которой входят , , , , . Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом , в центральной части - пластом , на севере - пластом . Основная залежь является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м.

Дебиты нефти изменяются от 2,46 м3/сут. при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м3/сут. Пласт выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км. Обе залежи литологически экранированного типа. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м3/сут при динамическом уровне. Горизонт вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов , , . Основная залежь вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологически экранированный, размеры 31 на 11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Основная залежь вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м3/сут при динамическом уровне 1064 м до 6,4м3/сут. Завершает разрез пачки пластов продуктивный пласт , в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт , который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м3/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте (1018 км2), минимальную (10 км2) залежь в пласте .

Таблица 1.1 - Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина	Открытая Пористость %	Нефтенасыщенн. %	Коэффициэнт песчанистости	Расчлененность
		Общая, м	Эффект, м
AC100	2529	10,2	1,9	17,6	60,4	0,183	1,8
AC101-2	2593	66,1	13,4	18,1	71,1	0,200	10,5
AC110	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
AC111	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
AC112-4	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
AC122	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
AC123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

Рисунок 1.2 - Зональные карты пластов приобское месторождение , и

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам , и не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Нефти пластов , и близки между собой, более лёгкая нефть в пласте , молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт ) 64,29(пласт ). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности. Нефть пласта средней вязкости, с содержанием фракций до 350°С больше 55%, нефти пластов и вязкие, с содержанием фракций до 350°С от 45% до 54,9%.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10°С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30°С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40°С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40°С.

Таблица 1.2 - Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов - по керну и ГИС

Пласт	ГИС	Керн
	Кол-во Скважин	Кпо, %	Кпр, мД	Кол-во Скважин	Кол-во Образцов	Кпо, %	Кпр, мД
AC100	21	17,7	6,2	5	16	17,4	2,1
AC101-2	58	18,7	21,2	21	297	19,3	13,9
AC110	12	16,5	9,4	33	15	18,1	16,8
AC111	47	18,7	51,8	23	329	20,1	31,9
AC112-4	19	18,1	5,7	9	16	18,5	8,1
AC122	64	18,2	4,7	34	744	17,6	3,4
AC123-4	73	18,1	4,1	31	427	17,5	1,8

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой. В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1- водоносный горизонт четвертичных отложений;

2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3- водоносный горизонт атлымских отложений

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако в следствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненного, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин. Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании. Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

Глубинные пробы нефти отобраны из пластов , +310, , и +212. Из пластов , , , , +411 и глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы .

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Среднее значение свойств пластовых нефтей приведено в таблице 1.3. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти Приобского месторождения

Наименование	Индекс пласта
	AC7	AC9	AC010	AC110	AC2-310	AC011	AC111	AC2+411	AC012	AC1+212	AC312
Пластовое давление, Мпа	24,2	24,2	24,2	22,8	25,5	25,0	25,0	25,0	25,0	25,4	25,4
Пластовая температура, 0C	87	87	87	87	87	89	89	89	88	92	92
Давление насыщения, Мпа	11,7	11,7	11,7	10,5	12,9	12,1	12,1	12,1	12,5	14,3	14,3
Газосодержание, м3/т	72	72	72	64	80	77	77	77	80	87	87
Газовый фактор пи усл. сепарации м3/т	63	63	63	54	71	69	69	69	70	82	82
Объемный коэффициент	1,225	1,225	1,225	1,198	1,252	1,236	1,236	1,236	1,236	1,271	1,271
Плотность нефти, кг/м3	775	775	775	784	765	771	771	771	770	753	753
Объемный коэффицент при усл. Сеп.	1,199	1,199	1,199	1,172	1,225	1,203	1,203	1,203	1,206	1,241	1,241
Вязкость нефти, мПа. С	1,52	1,52	1,52	1,59	1,44	1,41	1,41	1,41	1,43	1,08	1,08
Коэффициент объемной упругости, 1/МПА.10-4	7,94	7,94	7,94	7,80	8,07	10,10	10,10	10,10	12,15	8,20	8,20
Плотность нефти при усл. Сепарации, кг/м3	873	873	873	874	872	869	869	869	867	862	862

На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 - 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта к с 2,05 моль/м3 до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3. Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта . В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м3/т.

Таблица 1.4 - Свойства пластовой воды

Показатель	Единицы измерения	Среднее значение по пластам
		AC10	AC11	AC12
Газосодержание	м3/т	2,69	2,74	2,77
В т.ч, сероводорода	м3/т	-	-	-
Обьемный коэффициент	доли единиц	1,026	1,027	1,03
Вязкость	мПа,с	0,3564	0,3475	0,3348
Общая минерализация	г/л	11,23	12,35	10,0
Плотность разгазированной воды	кг/м3	1006,3	1007,0	1005,4
Плотность воды в пластовых условиях	кг/м3	982,9	982,3	978,3

2. Технико-технологическая часть

2.1 Состояние разработки месторождения

Приобское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году. Нефтеносность связана с терригенными отложениями верхнеюрского возраста васюганской свиты - пластом ЮС1 (Ю11). Количество геологических резервов равно 5 млрд тонн, а доказанное и извлекаемое количество оценивается почти в 2,5 млрд тонн. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях (горизонты , , , , и ). В пpoмышленную разработку вовлечены три горизонта: , и , где сосредоточено 96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте сосредоточено 54,9 из них. История освоения Приобского месторождения началась с бурения разведочной скважины № 181, давшей приток нефти 50 тонн в сутки. В 1988 году был создан цех по добыче нефти и газа, который начал промышленное освоение уникальных запасов. Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Левобережной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее - в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г. Анализ разработки проведен по состоянию на 01.01.2005 г. Освоение системы нагнетания было начато в 1991 г., а в 1992 г. объем закачки был доведен до 620 тыс.м3 в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически оставалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м3 в год. Начиная с 1997 г. отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000 г. он достиг величины 2,9 млн.м3. С 2001 года закачка возрастала кратно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м3.

Таблица 2.1 - Запасы нефти по пластам

Пласт	Категория BC1	Категория C2	Всего
	Балансовые	Извлекаем.	КИН	Балансовые	Извлекаем	КИН	Балансовые	Извлекаем	КИН
	278503	74797	0,269	74858	8059	0,11	353361	82856	0,234
	703840	272021	0,386	31624	5519	0,18	735464	277540	0,377
	990308	264360	0,267	404680	44468	0,11	1394988	308828	0,221
	15403	1879	0,122	60344	5672	0,09	75747	7551	0,1
	3227	323	0,1	-	-	0,11	3227	323	0,1
Итого	1991281	613380	0,308	571506	63718		2562787	677098	0,264

По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов ООО «РН-Юганскнефтегаз». В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0,284.

По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:

- Пласт балансовые 50%

- Извлекаемые 46%

- Пласт балансовые 15%

- Извлекаемые 21%

- Пласт балансовые 35%

- Извлекаемые 33%

На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах и . Данный участок содержит 5,5 % запасов м/р. 19,5% запасов пласта ; 2,4%-; 3,9%-.

Таблица 2.2 - Приобское месторождение (левобережная часть). Запасы нефти по зоне эксплуатации

Пласт	Категория запасов	Запасы нефти тыс.т	КИН доли ед.
		балансовые	извлекаемые
	В	49370	12986	0,263
		4937	1299	0,263
		54307	14285	0,263
	В	15044	5994	0,398
		1204	599	0,398
		16548	6593	0,398
	В	35075	9321	0,266
		3508	932	0,266
		38583	10253	0,266
Вывод	В	99489	28301	0,284
		9949	2830	0,284
		109438	31131	0,284

2.2 Методы вскрытия продуктивного пласта месторождения

Финальным этапом процесса бурения нефтяных и газовых скважин является вскрытие продуктивных пластов. Показатель продуктивности говорит о том, насколько эффективна будет нефтедобыча в данном месторождении, и по достижении такого пласта необходимо проводить ряд работ, нацеленных на сохранение оптимальных условий разработки и защиту от негативных факторов.

Данная процедура представляет собой комплекс действий, направленных на разработку пласта, имеющего подходящее соотношение дебита к депрессии, с целью выкачивания сырья из залежей месторождения. В ходе вскрытия необходимо позаботиться о том, чтобы не произошло открытого фонтанирования, но одновременно с этим важно, чтобы очищающие качества пластов природного происхождения остались неизменными. В случае, если проницаемость пластов слишком маленькая, требуется увеличить фильтрационные возможности призабойной области, для чего применяются различные методы. Само вскрытие может осуществляться несколькими способами и имеет две разновидности: первичное и вторичное. Под первичным понимается набор действий, которые направлены на пластовое бурение с обеспечением устойчивого и надежного положения скважины, а вторичное является необходимым действием после цементирования колонн.

Сформировавшаяся технология процесса мало чем отличается от бурения основного скважинного ствола, поэтому она не берет в расчет механические качества пластов породы. Выбор технологии вскрытия для нефтяной скважины воздействует на особенности освоения месторождения и играет важную роль в формировании характеристик конкретной скважины.

Технология вскрытия продуктивных пластов требует правильного составления рецепта раствора для бурения, использования работ по цементированию того вида, который окажет наиболее низкое отрицательное воздействие на фильтрационные свойства пластов. Технология также предусматривает регулярную очистку смеси механическими и химическими способами.

Рисунок 2.1 - Первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины



Рисунок 2.2 - Бурение на депрессии и репрессии

Комплексная технология по цементированию включает несколько этапов, главные среди которых - установка ванны, буферных пачек и создание состава для тампонажа с низкой отдачей при фильтрации. Смесь для тампонажа делается с применением качественного портландцемента с добавкой специальных элементов, улучшающих его свойства.

Первичным вскрытием называется разбуривание продуктивного пласта, а к вторичной работе относится перфорация. Первичное вскрытие считается первой частью работ по завершению, и они проводятся в самом пласте. Качество действий определяет степень загрязненности раствора и самого пласта, что напрямую отражается на проницаемости, поэтому крайне важно подобрать правильную технологию для конкретных условий. Всего выделяют три класса для первичного пластового вскрытия:

Технологии, которые используются при давлении депрессивного типа в стволе скважины. Они относятся к 1 классу, и согласно им, для промывки используются насыщенные газом или прошедшие аэрацию жидкости.

2 класс - технологии, которые применяются, если пластовое и скважинное давление равны.

3 класс - репрессивное давление (показатель в скважине больше, чем в пластах). Технологии 3 класса известны в мировой практике больше всего.

После первичного вскрытия в ствол опускаются трубы НКТ, после чего делается цементирование: это также перекрывает пласт с высоким нефтесодержанием, что вынуждает повторно вскрывать его. Эти работы, известные как вторичное вскрытие, делаются при помощи перфорирования: это процедура создания специальных отверстий в колонне, цементной основе и пластовой породе, чтобы усилить гидродинамические связующие цепи между стволом и породой. Сегодня перфорирование делается разными методами; применяются устройства механического типа и взрывные виды.

В ходе перфорирования крайне важны следующие факторы:

1) Гидродинамические показатели для скважины.

2) Высокая прочность и надежная фиксация ствола.

3) Минимальные затраты сил и времени.

Используемый метод подразумевает, что формы и габариты отверстий для соединения колонны с пластом определяются созданными условиями и самим способом. В ходе вскрытия необходимо исключить попадания в пласт тампонажных и буровых смесей, которые могут существенно ухудшить его свойства. Вскрытие должно создать такие условия, в которых пласт будет эксплуатироваться максимально долго, а нефтяная добыча будет эффективной.

Рисунок 2.3 - Вторичное вскрытие продуктивного пласта

В ходе вторичного вскрытия могут использоваться перфораторы разной конструкции. Так, устройства пулевого типа спускаются в ствол на электрокабеле, и при создании импульса электричества осуществляется так называемый залп, в ходе которого происходят выстрелы по радиальной траектории. Диаметр пуль составляет 1,25 см, они способны пробить колонну с кольцом и оказаться в продуктивном слое. После этого появляются каналы, которые могут иметь длину от 6,5 до 15 см в зависимости от мощности оборудования и физико-химических свойств пласта.

Большей результативностью обладают устройства торпедной конструкции: они выстреливают снарядами разрывного вида, их диаметр колеблется от 2,2 до 3,2 см. При взрыве таких снарядов формируются глубокие каверны.

Минусом этого и предыдущего типа оборудования является то, что после работы могут образоваться трещины на трубах и кольце из цементной смеси.

Применение кумулятивных устройств отверстия образуются в пласте, трубах и кольце при помощи прожигания стенок газовой сконцентрированной струей, которая образуется при взрывании снарядов кумулятивного типа. Давление струи доходит до 30 Гпа, и в породе создается канал длиной до 35 см, который имеет сужающуюся по длине структуру. Его максимальный диаметр составляет 1-1,5 см. минусом метода считается то, что газовая струя влечет подачу жидкости из ствола, из-за чего пласт засоряется, и в будущем при эксплуатации нефтяной приток может существенно уменьшиться.

Недостатки, которые характерны для перфорирования при помощи вышеописанного оборудования, отсутствуют, если использовать гидропескоструйный метод. Перфоратор опускается в ствол, а затем при помощи насосного оборудования проводится нагнетание жидкости с песчинками под определенным давлением (обычно его показатель варьируется от 15 до 30 МПа). Жидкость подается через насадки и медленно разрушает стенки ствола, кольцо и пласт в заданных точках. В ходе гидропескоструйной обработки создается полость, имеющая форму конуса с возрастающим диаметром. Глубина такой полости доходит до 1 метра, и преимуществом является то, что колонна не будет деформирована в соседних участках.

Также порой для вскрытия вторичного типа используется фрезерная перфорация, при которой по колонне опускается устройство с кругом для резки, вращающимся вокруг оси, и с его помощью в колонне делаются специальные щели. Минусом такого метода считается малая глубина спуска, поэтому его можно применять на скважинах, которые в силу тех или иных причин не могут быть углублены 2.3 Требования к конструкции и креплению добывающих скважин.

В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:

- надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов;

- получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу;

- возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов;

- длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины;

- конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне;

- быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций);

- эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины;

- возможность аварийного глушения скважины;

- возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

- хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений);

- максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя;

-возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами;

-проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт;

-применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку

скважины (колонны).

Работы по цементированию (креплению) обсадных колонн должны обеспечивать:

- надежное разобщение нефтяных, газовых и водоносных пластов в заколонном пространстве;

- высокую степень надежности цементного камня за обсадными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

- возможность создания проектной депрессии и репрессии на пласт без нарушения целостности цементного камня;

- соблюдение требований охраны недр и окружающей среды, предотвращение проникновения твердой и жидкой фаз цементного раствора в продуктивный пласт.

Работы по цементированию следует завершать испытанием эксплуатационных колонн на герметичность. Применяемые методы испытания, допустимые и рекомендуемые при проведении этих работ допуски и пределы, определяются проектом скважин.

Основные требования к строительству скважин 6.12.10 согласно ГОСТ Р 53713-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки. Национальный стандарт Российской Федерации месторождениянефтяные и газонефтяные.

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добычными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).
После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой.

Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добычным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным.

Достигается это 2мя путями:

- либо уменьшением плотности жидкости в скважине;

- либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине.

В 1м случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем - нефтью.

Во 2м случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:

· оттартыванием желонкой или поршневанием;

· продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом);

· аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси);

· откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружными центробежными электронасосами.

Таким образом, можно выделить следующие 6 основных способов вызова притока:

· замена скважинной жидкости на более легкую;

· компрессионный метод;

· аэрация;

· откачка глубинными насосами;

· тартание;

· поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом:

После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы, затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т.е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления.

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной.

Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха).

При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора.

Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство.

При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом.

В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию.

Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами. Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих.

В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взвешенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.

Отличие заключается в том, что, если добывающие скважины рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в процессе освоения следует стремиться к отборам большого количества жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспечивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове притока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжатого воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку больших объемов жидкости.

Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.