Что такое депрессия в скважине

Наука и технологии // Разведка и разработка

Бурение скважин на депрессии и репресии

Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.

В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.

При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.

Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.

Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.

Бурение скважин на депрессии позволяет:

— минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта;

— обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;

— увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;

— снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.

Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина — пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.

Агента при использовании этой технологии применяют:

— раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;

— аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).

При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.

Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.

Бурение на депрессии не всегда допустимо.

Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).

При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.

Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях — велика или даже недопустимо велика.

К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.

для kа = 0,5 — 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 — не менее 2,5 км, kа = 2,0 — более 4 км.

В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление .

Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 — 1,3 т/м 3 .

Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.

Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.

За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 — 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП ).

Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.

neftegaz.ru

Способ бурения скважины на депрессии

Владельцы патента RU 2287660:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. Обеспечивает повышение качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии. Сущность изобретения: способ включает сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны. Согласно изобретению в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны. Бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны. Перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту из условия удаления из скважины кольматирующих элементов. Закачивают газ в трубное пространство. Доливают в трубное пространство нефть. Герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе. Наращивают бурильную колонну. Разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны. При этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии.

Известен способ бурения скважины на депрессии с применением забойного насоса, включенного в компоновку бурильной колонны, в качестве которого может быть использован винтовой забойный двигатель в режиме бурового насоса. Подачу бурового раствора в скважину осуществляют в безнапорном режиме, одновременно вводя в него воздух или другой газ (Заявка на изобретение РФ №2001129264, кл. Е 21 В 21/08, опубл. 20.08.2003).

Известный способ не обеспечивает качество вскрытия продуктивных пластов при интенсификации бурения и появлении на забое скважины большого количества разбуренной породы.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Согласно способу спускают в скважину колонну бурильных труб с долотом. Обвязывают устье скважины. Промывают ствол скважины и подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость с газообразным, например азотным, агентом. Перед спуском в скважину в колонну бурильных труб вводят не менее двух контейнеров с автономными манометрами. После промывки ствола скважины через кабельный ввод в скважину спускают кабельный глубинный манометр на глубину размещения в скважине автономных манометров колонны бурильных труб. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Для этого после начала круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом в стволе скважины поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной промывочной жидкости: ниже расчетного давления, равное расчетному и выше расчетного. На всех режимах замеряют величины давлений на автономных и кабельном глубинном манометрах. Фиксируют время и устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По полученным данным производят анализ изменения забойного давления в зависимости от расхода промывочной жидкости и газообразного агента и строят график такой зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента. Подачу промывочной жидкости и газообразного агента на долото производят на выбранном режиме поддержания заданной величины депрессии на продуктивный пласт при вскрытии его по всей толщине (Патент РФ №2199646, кл. Е 21 В 21/14, опубл. 27.02.2003. — прототип).

При применении этого способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект. Это происходит за счет того, что не обеспечивается отсутствие циркуляции в трубном пространстве. Кроме того, при наращивании бурового инструмента скважина заполняется неаэрированной промывочной жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, которая входит в поры призабойной зоны продуктивного пласта вместе с продуктами бурения.

В предложенном способе решается задача повышения качества вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины на депрессии, включающем сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающемся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением в режиме максимальной механической скорости, перед наращиванием бурильной колонны промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высоту, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство промывочную жидкость и герметизируют затрубное пространство.

Признаками изобретения являются:

1. сбор бурильной колонны;

2. организация циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости;

3. бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны;

4. включение в состав бурильной колонны последовательно расположенных обратных клапанов;

5. бурение проектного интервала одним долблением в режиме максимальной механической скорости;

6. перед наращиванием бурильной колонны промывка скважины в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту;

7. так же закачка газа в трубное пространство;

8. так же долив в трубное пространство промывочной жидкости;

9. так же герметизация затрубного пространства.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При бурении на депрессии стараются избежать задавливания в призабойную зону продуктивного пласта частиц выбуренной породы. Т.е. стремятся избежать кольматации пласта. Применение аэрированных промывочных жидкостей создает на забое депрессию и препятствует задавливанию в пласт кольматирующих элементов. Однако при наращивании бурильной колонны (наращивании труб) неизбежно приходится заполнять скважину неаэрированной промывочной жидкостью, которая сама проникает в продуктивный пласт и под действием которой происходит попадание в пласт кольматирующих элементов. Эффект депрессионного бурения, направленный на исключение кольматации призабойной зоны пласта, снижается. В предложенном способе решается задача исключения кольматации призабойной зоны пласта при бурении на депрессии. Задача решается следующим образом.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота, винтового забойного двигателя, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы, двух обратных клапанов, контейнера с глубинными манометрами, бурильных труб, шарового крана, ведущей трубы и шарового крана к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов на глубине 15-20 м и через каждые 100 м бурения. Назначение трех обратных клапанов — предотвратить обратную циркуляцию любой жидкости или газа по колонне бурильных труб.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной промывочной жидкости. Лучшей аэрированной жидкостью общепринята нефть в смеси с азотом — нефтегазовая смесь. Бурят проектный интервал одним долблением (без извлечения бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту. Этим максимально удаляют из скважины кольматирующие элементы. Закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть и герметизируют затрубное пространство. При этом за счет наличия порции газа давление на забое резко снижается и остается пониженным (не успевает восстановиться за счет притока из пласта) в течение всего периода наращивания бурильной колонны или каких-либо других технологических мероприятий или перерывов в работе.

Наращивают бурильную колонну (трубы), разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

Таким образом, в течение всего цикла бурения в скважине поддерживается давление ниже пластового, что исключает попадание промывочной жидкости и кольматирующих элементов в призабойную зону пласта.

Пример конкретного выполнения

Бурят горизонтальную нефтедобывающую скважину. Месторождение — Бавлинское. Продуктивный пласт расположен в кизеловских отложениях турнейского яруса. Проектное пластовое давление — 10,5 МПа.

Перед бурением производят сбор бурильной колонны, состоящей из долота 143,9 СЗ-ГАУ, винтового забойного двигателя ВЗД ДР-106, наддолотного модуля забойного давления, телеметрической системы ЗТС-42ЭМ, двух обратных клапанов КОШЗ-102×35, контейнера диаметром 100 мм с глубинными манометрами АМТВ МК-107, бурильных труб диаметром 88,9 мм, шарового крана КШЗ-102×35, ведущей трубы диаметром 88,9 мм длиной 9,61 м и шарового крана КШЗ-102×35 к силовому вертлюгу, силового вертлюга и трех обратных клапанов типа КОШЗ-102×35 на глубине 19 м и через каждые 100 м бурения.

Организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству аэрированной нефти. Для этого выходят на режим прокачки 6±0,2 л/с по нефти и 15±0,3 м 3 /мин по азоту. Бурят проектный интервал одним долблением (без поднятия бурильной колонны) в режиме максимальной механической скорости, равной 10 м/час, с наращиванием бурильных труб. Перед наращиванием каждой бурильной трубы промывают скважину в режиме аэрации с периодическим расхаживанием инструмента на максимально возможную высоту, равную 15 м. Закачивают азот в трубное пространство с производительностью 10 м 3 /мин в течение 5 мин. Доливают в трубное пространство нефть в объеме 0,5 м 3 . Герметизируют затрубное пространство. Наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство, организуют циркуляцию по бурильной колонне и затрубному пространству нефтегазовой смеси и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны.

В результате применения предложенного способа дебит нефти пробуренной скважины составляет 25 т/сут. Скважины по прототипу, пробуренные в сходных условиях, имеют дебит нефти не более 18 т/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта при бурении на депрессии.

Способ бурения скважины на депрессии, включающий сбор бурильной колонны, организацию циркуляции по бурильной колонне и затрубному пространству с применением газа, бурение проектного интервала с наращиванием бурильной колонны, отличающийся тем, что в состав бурильной колонны включают последовательно расположенные обратные клапаны, бурение проектного интервала выполняют одним долблением без извлечения бурильной колонны, перед каждым наращиванием бурильной колонны промывают скважину с закачкой в нее газа — азота и периодическим расхаживанием бурильной колонны на максимально возможную высот из условия удаления из скважины кольматирующих элементов, закачивают газ в трубное пространство, доливают в трубное пространство нефть, герметизируют затрубное пространство на период наращивания бурильной колонны или перерывов в работе, наращивают бурильную колонну, разгерметизируют затрубное пространство и продолжают бурение скважины до нового наращивания бурильной колонны, при этом в течение всего цикла бурения поддерживают давление в скважине ниже пластового давления.

www.findpatent.ru

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт

Владельцы патента RU 2451172:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам освоения скважины путем создания депрессии на пласт. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет применения стабильной пенной системы и возможности регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб — НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества — ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта. Согласно изобретению освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки. Цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб — ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ. Газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ. После вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта. После этого производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. После этого выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам освоения скважины путем создания депрессии на пласт.

Известен способ освоения скважины (авторское свидетельство №1767163, МПК 8 Е21В, Е21В 43/18, Е21В 43/27, опубл. в бюл. №37 от 07.10.1992 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, водой с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб, причем замену жидкости, заполняющей скважину, на воду осуществляют двумя циклами, в первом из которых производят закачку в межтрубное пространство воды в объеме не менее объема подъемных труб с добавлением в нее реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, а во втором — закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины. В качестве реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, добавляют карбонат аммония.

Недостатками данного способа являются:

— невозможность применения данного способа в поглощающих скважинах и скважинах с низким пластовым давлением, а также отсутствие возможности оперативного регулирования параметров освоения скважины;

— не предусмотрена очистка ПЗП скважины в процессе освоения от кольматирующих веществ, что приводит к снижению дебита (приемистости) скважин, вплоть до отсутствия притока даже в осушенной скважине, что требует дополнительных затрат на проведение работ по интенсификации добычи.

Наиболее близким по технической сущности является способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК 8 Е21В 43/18; В 43/27, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2006 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м 3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатком данного способа является:

— во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;

— во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется;

— в-третьих, невозможно эффективно осваивать пласты с загрязненной призабойной зоной, тем более, если эти загрязнения проникли глубоко в пласт, так как для их успешного освоения, кроме кислотной обработки, необходимо значительно увеличивать величину депрессии на пласт.

Технической задачей изобретения является обеспечение возможности освоения скважины стабильной газожидкостной смесью расчетной плотности (пенной системой), приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной.

Поставленная задача решается способом освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта.

Новым является то, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

Также новым является то, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

На фигуре изображена схема реализации предложенного способа.

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки следующим образом.

В скважину 1 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. Далее, внутрь колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб (ГТ) 3 посредством специальной установки «Колтюбинг» 4 не ниже нижней кромки 2′ колонны НКТ 2. После чего на устье скважины обвязывают газокомпрессорную установку 5 с емкостью 6, заполненной приготовленной заранее технологической жидкостью расчетного объема, например 5 м 3 . Технологическую жидкость приготавливают в виде водного раствора с ПАВ. В качестве ПАВ могут использоваться известные пенообразующие поверхностно-активные вещества, например, может использоваться МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 (в концентрации — 0,1%), неонол АФ 9-4, АФБ 12 по ТУ 2483-077-05766801-98 (в концентрации — 0,2-0,3%) и др., приготавливаемые в мерной емкости на растворном узле (не показано), после чего завозят на скважину 1, например, в автоцистерне АЦ-10 (емкость 6).

Далее с помощью насоса и компрессора (не показано), размещенных в составе газокомпрессорной установки 5, газируют технологическую жидкость, выводят на режим освоения газокомпрессорную установку 5, получив на выходе стабильную пенную систему. После чего закачивают газированный раствор ПАВ (стабильную пенную систему) по ГТ 3 с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ 2, например, прокачивают газированный раствор ПАВ в вышеупомянутом объеме 5 м 3 под давлением 10 МПа через колонну ГТ 3 по кольцевому пространству 7 между НКТ 2 и ГТ 3 в желобную емкость 8, т.е. осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

При этом сначала происходит вытеснение скважинной жидкости, находящейся во внутреннем пространстве ГТ 3 и кольцевом пространстве 7, в желобную емкость 8 и ее замена на газированный раствор ПАВ. При этом снижается депрессия на пласт 9 и происходит вызов притока скважинной жидкости из пласта 9.

В процессе вызова притока из пласта 9 скважины 1 величину снижения депрессии на пласт 9 регулируют глубиной — L спуска ГТ 3 в колонну НКТ 2, причем чем ниже ГТ 3 размещена в колонне НКТ 2, тем больше создаваемая депрессия на пласт 9, и, наоборот, чем выше гибкая труба 3 размещена в колонне НКТ 2, тем ниже депрессия.

Величину создаваемой депрессии на пласт 9 в процессе вызова определяют опытным путем в зависимости от геолого-технических условий. После чего отключают компрессор и с помощью насоса газокомпрессорной установки 5 промывают забой 10 скважины 1 технологической жидкостью, например водным раствором с ПАВ МЛ-81Б в расчетном объеме, например, не менее 4 м 3 с спуском ГТ 3 до забоя 10. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом, например дебитомером.

При отсутствии притока из пласта 9 в скважину 1 производят обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) закачкой кислотного раствора в расчетном объеме в зависимости от толщины пласта 9. Для этого отсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5 от установки «Колтюбинг» 4 и подсоединяют к ней нагнетательную линию кислотного агрегата (не показано) и перекрывают кольцевое пространство 7 между НКТ 2 и ГТ 3 с помощью задвижки 12.

Устанавливают низ колонны ГТ 3 напротив «подошвы» интервала перфорации обрабатываемого пласта 9, т.е. нижний конец ГТ 3 размещается ниже нижней кромки 2′ НКТ 2. После чего производят цикл кислотной обработки пласта 9, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. Т.е. посредством кислотного агрегата последовательно закачивают соляную и глинокислоту соответственно по 1/3 и 2/3 части от общего объема кислотного состава и производят продавку кислотного состава в пласт любой технологической жидкостью, например пресной водой ρ=1000 кг/м 3 под давлением 12 МПа. Например, общий объем закачки кислотного агрегата составляет 4,5 м 3 , тогда объем соляной кислоты составляет 1,5 м 3 , а объем глинокислоты составляет 3 м 3 .

Концентрация и состав соляной кислоты и глинокислоты берутся в любой известной пропорции, применяемой при обработке призабойной зоны пласта 9. Например, используют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, а глинокислоту — по ТУ 02-1453-78. После чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ 3 поднимают до входа в колонну НКТ 2 в требуемый интервал, т.е на глубину — L. После чего отсоединяют нагнетательную линию кислотного агрегата от установки «Колтюбинг» 4 и подсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5.

После чего цикл закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки повторяют, как описано выше, расчетное количество раз, обычно от 3 до 5 циклов. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом. Объемы закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки в каждом цикле определяются опытным путем.

Каждый раз после снижения производительности пласта, например при снижении дебита из пласта добывающих скважин или при снижении приемистости пласта нагнетательных скважин более чем на 50%, цикл кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

Способ освоения созданием депрессии на пласт позволяет произвести освоение скважины стабильной газожидкостной смесью (стабильной пенной системой) расчетной плотности, приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования депрессии на пласт в процессе освоения скважины путем изменения глубины спуска колонны ГТ, а также повысить эффективность освоения пластов с загрязненной призабойной зоной пласта за счет изменения величины депрессии.

1. Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб — НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества — ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта, отличающийся тем, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб — ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.