Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современного состояния и эффективности методов глушения при капитальном ремонте скважин Уренгойского месторождения 13
1.1. Проблемы вскрытия пластов и причины снижения производительности эксплуатационных скважин на месторождениях Западной Сибири 13
1.2. Состав и фильтрационные свойства коллекторов продуктивных отложений Западной Сибири 20
1.3. Анализ и особенности горно-геологических условий эксплуатации скважин на поздней стадии разработки Уренгойского ГНКМ 26
1.4. Состояние затрат времени и материальных ресурсов при глушении газовых скважин и тенденция их изменения 34
1.5. Основные причины низкой эффективности методов глушения скважин и рациональные пути их совершенствования 37
1.6. Существующие методы глушения скважин блокирующими растворами и технические средства их реализации 46
1.7. Выводы 52
1.8. Постановка цели и задач исследований 53
Глава 2. Методы экспериментального исследования процессов глушения скважин 54
2.1. Обоснование выбора методов экспериментального исследования составов блокирующих растворов 54
2.2. Методика лабораторных испытаний эффективности блокировки и восстановления проницаемости кернов и насыпных моделей 56
2.3. Методика изучения состояния призабойной зоны пласта с целью выбора технологии глушения скважин с применением соответствующих блокирующих растворов 64
2.4. Выводы 70
Глава 3. Разработка новых составов блокирующих растворов для глушения скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений 70
3.1. Теоретические предпосылки разработки новых рецептур блокирующих растворов 70
3.2 Требования к блокирующим растворам и жидкостям для глушения скважин при проведении разных видов капитального ремонта 76
3.3. Изучение взаимодействия растворов, жидкостей глушения и их фильтратов с пластовыми флюидами и породами продуктивных коллекторов 79
3.4. Экспериментальные исследования опытных рецептур блокирующих растворов и жидкостей глушения для блокировки ПЗП при капитальном ремонте скважин 95
3.5. Результаты экспериментального изучения блокировки ПЗП различными рецептурами блокирующих растворов 103
3.6. Выводы 108
Глава 4. Разработка и совершенствование технологий глушения скважин для капитального ремонта с применением блокирующих систем 109
4.1. Технология приготовления блокирующих растворов и жидкостей глушения на углеводородной основе 112
4.2. Разработка технологии глушения газовых скважин для проведения капитального ремонта 117
4.3. Проектирование рецептур блокирующих растворов для глушения скважин с разной степенью дренированности пласта 126
4.4. Обоснование различных технологических схем глушения скважин с применением опытных рецептур блокирующих растворов 131
4.4.1 Технология глушения газовых скважин сеноманских залежей с аномально-низкими пластовыми давлениями 132
4.4.2. Глушение газоконденсатных скважин неокомских залежей 137
4.4. Выводы 144
Глава 5 Промысловые испытания и оценка экономической эффективности внедрения новых методов глушения на основе блокирующих растворов 144
5.1. Методика промысловых испытаний опытных рецептур блокирующих растворов при подготовке скважин к капитальному ремонту 144
5.2. Промысловые испытания новых методов глушения скважин с применением блокирующих растворов 145
5.3. Экономическая эффективность внедрения новых методов глушения с применением блокирующих растворов 154
5.4. Выводы 156
Глава 6 Основные выводы и рекомендации 157
Литература 159
Приложения
- Состав и фильтрационные свойства коллекторов продуктивных отложений Западной Сибири
- Изучение взаимодействия растворов, жидкостей глушения и их фильтратов с пластовыми флюидами и породами продуктивных коллекторов
- Технология глушения газовых скважин сеноманских залежей с аномально-низкими пластовыми давлениями
- Промысловые испытания новых методов глушения скважин с применением блокирующих растворов
Состав и фильтрационные свойства коллекторов продуктивных отложений Западной Сибири
Проблемы глушения скважин с целью проведения ремонтных работ без уменьшения дебита наиболее остро встают на газовых месторождениях, находящихся в интенсивной эксплуатации. Эти месторождения в Западной Сибири заключены в сеноманских отложениях. Геологические разрезы и строение этих месторождений весьма схожи [5]. Для примера на рис. 1.1 представлен геологический разрез сеноманской залежи Уренгойского ГКМ. Как видим, залежь сложена чередованием проницаемых (песчаники, алевролиты) и непроницаемых (глина) пород, между которыми существуют сложные фациальные замещения иногда на очень небольших расстояниях по простиранию. В результате трудно однозначно назвать тип залежи: на одних участках она выглядит массивной (скв. 104,36); на других - пластовой (скв.174, 184,56,87); а на большинстве - пластово-массивной. Однако нет пластов, выдержанных в пределах залежи по простиранию. В результате залежь в гидродинамическом отношении представляет собой единое целое. Поэтому ее надо считать массивной. Доля пород - коллекторов в продуктивной толще колеблется от 20 до 90%, а в среднем составляет 60...65%. Пористость коллекторов по керну изменяется от 22 до 42%, а проницаемость достигает 3... 4 мкм . Эффективная газонасыщенная толщина по отдельным месторождениям изменяется от 60 до 200 м. Коллекторские свойства пород значительно изменяются по толщине продуктивной толщи и ее простиранию. Качество коллекторов принято оценивать по классификации А. А. Ханина, несколько видоизмененной в лаборатории промысловой геологии сеноманских залежей ТюменНИИгипрогаза на основе исследования кернов и материалов ГИС [7, 8, 23]. В таблице 1.1 приведена характеристика коллекторов Ямбургского месторождения.
В литологическом отношении коллекторы 1 класса представлены в основном светло-серыми песчаниками, мелкозернистыми, алевролитистыми, нередко почти рыхлыми. Для них характерно низкое содержание порового глинистого цемента - 8... 16 %. Поры в породе распределены равномерно.
Коллекторы 2 класса отличаются большей алевролитистостью. Они состоят из мелкозернистых песчаников, алевритовых, слабоцементированных глинистым цементом, иногда слабоизвестковых, и из серых алевролитов, крупнозернистых, песчанистых, также слабоцементированных глинистым цементом. Алевролиты по гранулометрическому составу близки к песчаникам. В этом классе алевролиты преобладают. Содержание глины в породе составляет 8... 17%.
В коллекторах 3 класса содержится больше глинистого материала, отсутствуют песчаники, а в алевролитах меньше песчаной фракции. Они состоят преимущественно из серых алевролитов, песчанистых, слабосцементированных глинистым цементом. Содержание глины от 14 до 25%.
Коллекторы 4 класса значительно отличаются от предыдущих. Это серые мелкозернистые и разнозернистые алевролиты, довольно плотные (до 2,18 г/см ), с высоким содержанием (до 37%) глины. В них преобладает базальный тип цемента.
Коллекторы 5 класса состоят также из серых алевролитов, разнозернистых, глинистых, слабосидеритизированных. Они более плотные по сравнению с коллекторами 4 класса.
Наконец, коллекторы 6 класса состоят из серых мелкозернистых и разнозернистых алевролитов, иногда слабопесчанистых, глинистых, большей частью слоистых с глинистыми прослоями. Содержание глины высокое - доходит до 34 и даже до 39%. По коллекторским свойствам эти породы находятся на границе коллектор-неколлектор.
Из приведенных данных следует, что при сравнительной однородности, литологического состава пород их коллекторские свойства изменяются в очень широких пределах. С учетом дренированности и присутствием высокопроницаемых участков газоносные пласты молено отнести к сложным коллекторам, характеризующимся наличием расширенных пор и каналов, трещин и карстовых полостей и т.д. Происхождение трещин в слабосцементированном песчанике связано с проведением перфорации или следствием гидроразрыва пласта при бурении скважины. По Смехову Е.М. [6] ширина, длина и ориентировка трещин определяются литологическим составом горных пород и работой пороховых зарядов. При глушении скважин фильтрация промывочной жидкости, как правило происходит по порам, трещинам, каналам различного размера, форм и происхождения. Все эти факторы предопределяют существенную неоднородность (анизотропию) поглощающих, водо- и газопроявляющих пластов. В этих условиях важная роль в выборе методов глушения и рецептур блокирующих растворов принадлежит фильтрационным свойствам проницаемых пород, параметрам порового пространства, геометрическим размерам каналов движения жидкости и режимам фильтрации. Для проведения предстоящих лабораторных исследований, на наш взгляд, образцы коллекторов необходимо отбирать, из различным классов коллекторов согласно табл. 1.1. В качестве примера можно взять образцы из кернового материала, отобранного на Северо-Песцовом газовом месторождении из продуктивной толщи сеномана. Характеристика отобранных образцов керна приведена в таблице 1.2.
В 1993 году проводились петрографические исследования пород-коллекторов основных газоконденсатосодержажих объектов Уренгойского месторождения с целью, уточнения выявленных закономерностей распределения минерального состава скелетов и цементов пород. Минералогические анализы проводились на шлифах по оптическим характеристикам [7].
Скелеты пород представлены, преимущественно, плагиоклазами и кварцем (до 65% ), остальную часть представляют калиевые полевые шпаты, халцедон, биотит (содержание биотита достигает 20-25%) и в меньшей степени апатит. Цементы коллекторов преимущественно опало глинистые, карбонатно-глинистые и глинисто-хлоритовые с присутствием углистого и битумного вещества. Диаметры открытых поровых каналов изменяются от 0.1мм до 0.3мм и часто инкрустированы хлоритами и битумами, а в отдельных случаях кальцитом. В сильно карбонатизированных разностях отмечается гипогенная карбонатизация с замещением цементов и почти полным закупориванием пор, что приводит к полной потере проницаемости.
Одним из важных моментов в исследовании влияния компонентов ЖГ на продуктивный коллектор является знание минералогического состава пород, предопределяющего возможность реагирования с различными активными веществами и сохранения исходных фильтрационно-емкостных свойств. Обычно исследователи обращают внимание только на наличие глинистого минерала и совсем не рассматриваются широкие группы минералов, слагающих породы. Последствия химического воздействия составляющих могут привести к образованию в пласте не предусмотренных коагулянтов, приводящих к снижению фильтрационных свойств коллектора и в целом к эффективности применяемых методов глушения [ПО, 124].
Изучение взаимодействия растворов, жидкостей глушения и их фильтратов с пластовыми флюидами и породами продуктивных коллекторов
Анализ, проведенный по результатам глушения скважин за 1988 -1998гг. с использованием работ авторов[108, 109, ПО, 111, 112, 113], выявил определенные особенности взаимосвязи разрезов продуктивных пластов с выбором технологических параметров, рецептур жидкостей и технологий глушения скважин. В связи с этим были определены следующие направления исследований:
- пополнение и систематизация информации о свойствах продуктивных коллекторов месторождений Западной Сибири
- изучение физико-химических взаимодействий различных химреагентов, растворов и жидкостей глушения с коллекторами и, прежде всего, с их минералами, а также флюидами, для выбора наиболее эффективных рецептур ЖГ, БР и технологии их применения.
- лабораторное изучение фильтрации различных ЖГ и растворов (растворов на углеводородной основе, водных растворов солей и спиртов) на образцах керна, разных по проницаемости и минерало-геохимическому составу для глушения скважин с сильно кавернозным коллектором в условиях АНПД.
Как показала практика, при освоении газовых и газоконденсатных скважин после КРС основными извлекаемыми средами являются:
- буровой раствор и его компоненты, на которые он сегрегирует в ПЗП (дисперсно-глинистая, полимерная, эмульсионная);
- фильтрат цементного раствора (дисперсная, коллоидная фазы и собственно фильтрат, представляющий собой истинные и коллоидные водные растворы замедлителей или ускорителей схватывания, в частности - НТФ, КМЦ,СаС12ит.д.);
- химические вещества, применяемые при интенсификациях и продукты их реакций с коллекторами и флюидами.
При этом, извлекаемые объемы намного превосходят объемы вводимых в пласт реагентов при КРС. Исходя из этого следует, что обилие этих веществ в призабойной зоне пласта обусловлено их инфильтрацией в процессах бурения, освоения и ремонта скважин.
В связи с разнообразием фазового состава и химических свойств загрязнителей, форм проявления их кольматирующих свойств, создать универсальные средства нейтрализации и извлечения их из ПЗП крайне затруднительно. Нами выбор и разработка БР осуществлялась для химически сопоставимых групп загрязнителей и для сходных условий применения. С этой целью на установке трехфазной фильтрации моделировались соответствующие условия и применялись различные типы загрязнителей, определялись условия кольматации и декольматации на образцах керна из скважин УГКМ, вырабатывались технологические приемы работ по декольматации в зависимости от условий ПЗП.
В экспериментальных исследованиях использовались керосин (в качестве модели пластовых жидких углеводородов), буровой раствор, техническая вода и водные растворы солей хлористого калия и кальция, эмульсионные растворы и отработаные нефтепродукты.
Выбранные для проверки химреагенты и их растворы обладают относительно стабильными свойствами и по результатам проведения экспериментальных исследований могут найти промысловое внедрение. Каждый реагент в отдельности обладает хорошими фильтрационными свойствами и может быть закачан в ПЗП стандартными насосными агрегатами.
Значения плотности и динамической вязкости исследуемых жидкостей при нормальных условиях приведены в таблице 3.1.
В экспериментах применялись реальные буровые растворы и их фильтраты. Высушенный, а затем насыщенный пластовой водой образец с известными коэффициентом пористости(Кп) и коэффициентом проницаемости (Кпр) помещался в кернодержатель установки и через него с постепенным наращиванием давления (Рвх) прокачивался керосин до достижения значения противодавления (Рвых). Через образец прокачивался буровой раствор в количестве 3 ... 5 объемов пор. Давление на выходе при этом составляло 0 ... 0,5МПа. После окончания продавки установка реверсировалась, т.е. направление движения в образце менялось на противоположное и вытеснение производилось тем-же флюидом, который использовался в качестве пластового. Во всех случаях давления вытеснения превышали давления продавки в образец. Для определения давления, при котором начинается обратное движение (депрессия), производился сброс давления на входе с фиксацией начала движения. После установления стабильной фильтрации производилось повторное измерение проницаемости для данного флюида.
Лабораторные опыты с глинистым раствором позволили получить определенные результаты:
- при диаметре пор около 0.1мм и более, уже при репрессии в 0,2 ... 3 МПа фильтруется до 30% глинистых частиц. С повышением репрессии величина фильтрующейся глинистой фракции возрастает. На кернах 16 и 18 (см. табл. 3.2) с малым диаметром поровых каналов фильтрация ниже, чем у выше изученных образцов;
- для страгивания фильтратов необходимы высокие значения депрессии. На образцах длиной до 6 см, с первоначальной проницаемостью 0,30 - 0,50 мкм2, величина депрессии составляет 5,7 ... 6,5 МПа.
- после возобновления движения углеводородного флюида наблюдается частичная или полная потеря проницаемости, которая полностью не восстанавливается даже при значительных объемах прокачиваемого углеводоодного флюида
Технология глушения газовых скважин сеноманских залежей с аномально-низкими пластовыми давлениями
Для успешного глушения газовых скважин рекомендуем применять растворы на углеводородной основе(ИМД; ИЭР) с минимальной плотностью(до 1 г/см ) и разработанные нами высоковязкие блокирующие растворы, с различными наполнителями, эффективная вязкость которых должна быть не менее 1500 Па с. Технологическая схема расположения спецтехники при глушении скважин с применением БР приведена на рис. 4.9
Рассмотрим различные варианты глушения скважин. 1. Глушение газовой скважины для проведения капитального ремонта при отсутствии сообщения трубного и затрубного пространства (циркуляционный клапан не открывается, пакер герметичен).
а) По величине пластового и устьевого давления рассчитывают технологические параметры жидкости глушения и блокирующего раствора, обеспечивающие безопасное ведение работ.
б) После стравливания статического давления в трубном и затрубном пространстве до минимальных значений в насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают: буферную жидкость для оттеснения газа из НКТ в объеме 5-10 мЗ; (рис. 4.9 п.1); блокирующий раствор. (рис. 4.9 п. 2)
Закаченные объемы продавливают в интервал перфорации жидкостью глушения до повышения давления, объем которой не должна превышать объема НКТ.(рис. 4.9 п.З и 4) Затем переключают насосные агрегаты на затрубъе (давление - 0 кгс/см ) и заполняют объем затрубного пространства от пакерного устройства до устья скважины расчетным количеством жидкости глушения.
в) После 12 часов технического отстоя стравливают газовую шапку, производят долив скважины и на этом завершается технологический процесс по глушению скважины.
г) Если уровень жидкости находится ниже устья скважины, то рекомендуется с помощью канатной техники определить уровень жидкости в скважине и периодически производить долив. Такие проблемы возникают в поздней стадии эксплуатации месторождения при аномально-низких пластовый давлениях и высокой проницаемости продуктивного коллектора.
2.Глушение скважины при отсутствии сообщения трубного и затрубного пространства из-за наличия в стволе скважины гидратнои или песчаной пробки(циркуляционный клапан не открывается, пакер герметичен).
а) После стравливания статического давления в скважине до минимальных значений в трубное и затрубное пространство закачивают жидкость до повышения давления. Фиксируют объем задавочной жидкости для определения местонахождения в скважине гидратнои или песчаной пробки.
б) С помощью КОПС или колтюбинговой установки спускают трубы малого диаметра и производят растепление скважины или промывку песчаной пробки горячим пенообразующим раствором (двухфазные пенные системы) с последующим глушением скважины, согласно п.п.б - г..
3. Глушение скважины для смены устьевого или подземного оборудования. Эксплуатационная колонна, устьевое или подземное оборудование находятся в технически исправном состоянии. Пакера нет.
а) По величине пластового и устьевого давления рассчитывают технологические параметры жидкости глушения и блокирующего раствора, обеспечивающие безопасное ведение работ.
б) Открывается затрубное пространство и запускается скважина на факел через штуцер диаметром 8 -10 мм. В трубное пространство закачивается:
- жидкость глушения объемом, равным объему затрубного пространства;
- блокирующий раствор;
- расчетное количество(объем НКТ)жидкости глушения для продавки блокирующего раствора в интервал перфорации.
При расчетах учитывается размещение блокирующего раствора в зоне интервала перфорации.
в) Закрывается затрубное пространство и закачивается на поглощение не более 3-4мЗ жидкости глушения. Давление продавки не должно превышать более 80% давления опрессовки эксплуатационной колонны.
г) После 12 часов технического отстоя стравливается газовая шапка, производится долив скважины. При высокой степени поглощения жидкости глушения пластом или отсутствии циркуляции жидкости в скважине рекомендуется вести контроль за уровнем жидкости с помощью канатной техники. Дальнейшие работы проводят согласно основного плана.
4. Глушение скважины с пластовым давлением ниже гидростатического для смены устьевого или подземного оборудования. Эксплуатационная колонна, устьевое и подземное оборудование(НКТ, циркуляционный клапан, пакер) находится в технически исправном состоянии.
а) С помощью канатной техники открывают циркуляционный клапан.
б) По величине пластового и устьевого давления рассчитывают технологические параметры жидкости глушения и блокирующего раствора, обеспечивающие безопасное ведение работ.
в) Открывается затрубное пространство и запускается скважина на факел через штуцер диаметром 8 ... 10 мм.
В трубное пространство путем замещения газа на жидкость закачивается:
- жидкость глушения объемом равным объему затрубъя;
- блокирующий раствор;
- расчетное количество(объем НКТ)жидкости глушения для доставки блокирующего раствора в интервал перфорации.
При расчетах учитывается размещение блокирующего раствора в зоне интервала перфорации.
г) Закрывается затрубная задвижка и закачивается на поглощение не более двух - трех мЗ жидкости глушения. Давление продавки не должно превышать более 80% давления опрессовки.
д) После 12 часов технического отстоя стравливается газовая шапка, производится долив скважины. При высокой степени поглощения жидкости глушения пластом или отсутствии циркуляции жидкости в скважине рекомендуется вести контроль за уровнем жидкости с помощью канатной техники. Дальнейшие работы проводят согласно основного плана.
Промысловые испытания новых методов глушения скважин с применением блокирующих растворов
Разработанные методы глушения газовых скважин испытывались на скважинах Уренгойского месторождения при подготовке их к проведению ремонта с 1996 г.
С 1996г. по 1998г. глушение блокирующими растворами проводилось на 24 газовых скважинах (1996г.-3скв., 1997г.-9скв., 1998г.-12скв.) и 6-й газоконденсатных скважинах УГКМ.
В 1998г. продолжились работы по оптимизации процессов глушения и освоения скважин при КРС. Сравнивая полученные данные по глушению скважин за 1997 - 98гг., наблюдаем уменьшение расхода жидкости глушения на одну скважино-операцию на газовых скважинах. Это связано с расширением области применения блокирующих растворов при ремонте скважин сеноманских отложений, при этом расход жидкости глушения по годам на один скважино-ремонт составили 105 и 60м соответственно, т.е. расход жидкости глушения снизился на 43% и 30%.
Оценивая показатели глушения скважин необходимо отметить, что большинство скважин, где применялся МКР, наблюдалась устойчивая циркуляция жидкости в стволе скважины без видимых поглощений. Исключение составляли скважины №№5141, 8123 и 7111, где характер циркуляции периодически менялся от частичного до полного прекращения. Это связано с ведением на скважине специальных работ по вырезанию эксплуатационной колонны и расширением радиуса ИП, который приводит к разрушению непроницаемого экрана на породе пласта. По этой причине сроки освоения и выхода на оптимальный режим скважин больше в среднем на 100 ... 120 %. На этих скважинах имеется тенденция снижения производительности скважин после завершения ремонта на 8 ... 10%.
Для проведения промысловых испытаний БР выбирались скважины, на которых были безуспешные попытки глушения традиционными жидкостями или скважины, у которых статический уровень жидкости после глушения традиционными жидкостями находился на глубине 400 - 650 метров.
Перечень скважин, в которых проводились работы по глушению с БР, с краткой характеристикой технического состояния приведены в таблице №
Испытания проводились в соответствии с годовым планом капитального ремонта скважин УИРС ООО «Уренгойгазпром».
Для проведения промысловых испытаний на каждую скважину составлялась программа необходимых мероприятий, которая согласовывалась с главными специалистами управления и руководством предприятия. В качестве примера ниже приведены испытания БР на скважине 7202.
Программа глушения скважины № 7202 УГНКМ с применением блокирующих растворов.
1. Конструкция и техническое состояние скважины:
1.1.Направление: 426мм - 145,95м - цемент до устья;
1.2.Кондуктор : 324мм - 551,7м - цемент до устья;
1.3.Э/колонна: 219мм - 1247,6м - цемент до устья;
1 .Искусственный забой (текущий )-1211м;
1.5.Интервал перфорации: 1170 - 1210м(ПР - 54 по 10 отв. на Іп.м., ПКС-80 по ботв. на Іп.м.); І.б.Пакера нет;
1.7.НКТ d=101,6 мм спущены до глубины 1140 м; 1.8.ГВК на 01,99г -1231м.; Рпл=45атм. 1.9.На скважине проведены водоизоляционные работы. После окончания работ скважина не вышла на рабочий режим по причине выноса песка и пластовой воды. Интервал выноса песка неизвестен.
2. План работ.
2.1.Приготовить на БПО и завезти на скважину отдельно составы №1, №2 для приготовления высоковязкого блокирующего раствора МКР в объеме 10м3, 40м3 ИМД (уд.вес 1,04г/см, эфф.вязкость - 1-1,5Па с; В- 0,5см3/30мин.); 25м"1 ацетона, 25м1 метанола.
2.2.Подготовить рабочую площадку для расстановки спецтехники, при необходимости произвести планировку вокруг устья скважины в радиусе 25- 30 м.
2.3.Провести инструктаж с членами бригад по ОТ и ТБ при закачке ацетона, метанола и жидкостей глушения на углеводородной основе с записью в журнале. Ознакомить бригаду с производством работ по глушению скважины многокомпонентным раствором. (Отв. мастер КРС-11 Попов СВ.)
2.4.Смонтировать задавочную, обратную и факельную линии, расставить спецтехнику согласно типовой схемы при глушении скважины с применением блокирующих составов. 2.5.Двумя ЦА-320 обвязать, через тройник, затрубное пространство скважины и опрессовать на 75 атм. 2.6.Перед проведением работ по глушению скважины произвести стравливание газа с затрубного пространства. Обратной циркуляцией при закрытой задвижке на трубном пространстве произвести закачку в затрубье 25м3 ацетона, 25м3 метанола. 7м3 ИМД. Приоткрыть трубное пространство и одновременно двумя ЦА-320 произвести закачку 5 м состава № 1 и 5 м\ состава № 2 через тройник с целью получения высоковязкого блокирующего состава (эфф. вязкость-1600-1800 Па с). Закачку исходных композиций проводить в соотношении 1:1. Далее продавить полученный состав в интервал перфорации и ПЗП 20м ИМД (уд.вес 1,04 г/см ). В процессе закачки необходимо следить за изменением давления во времени. Если давление не повышается, продолжить закачку растворов, (объем продавки не должен превышать 27м ). Максимальное давление закачки не должно превышать 50атм. 2.7.Закрыть скважину. Вести наблюдение за изменением трубного и затрубного давлений. 2.8.При отсутствии давления отбить уровень жидкости в стволе скважины. 2.9. Дальнейшие работы производить согласно основного плана работ.
Программа работ предусматривала, в частности, проведение гидродинамических и геофизических исследований, включающие определение интервалов выносимой породы(по выносу воды), пластового давления, отбора проб глубинным пробоотборником, а также анализ результатов исследований подземного и устьевого оборудования, наличия или отсутствия песчаной пробки, определения объема выносимой механической примеси, ее фракционный состав, уровень ГВК, эффективная мощность «суперколлектора» и т.д..
По суммарному количеству выносимой породы определялся объем каналов. Эта информация необходима для четкого определения соответствия компонентного состава и объема БР текущим геолого-техническим условиям, и оценки его эффективности в последующем Для более точного определения состояния ПЗП никаких других исследований не проводилось из-за отсутствия необходимых методов исследования..
По результатам комплексных исследований и сбора информации оценивалась и определялась степень дренированности ПЗП и принимались решения о методах глушения газовых скважин.
