ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН И ИХ ОСВОЕНИЕ КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЕ ИХ ЗАБОЕВ

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее: 1) устойчивость стенок ствола скважин; 2) надежное разобщение пластов и пропластков; 3) возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти из пласта; 4) надежное сооб­щение скважины с разрабатываемым пластом.

Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эк­сплуатации обеспечивается стальными толстостенными трубами (обсадными трубами). В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб. Соответственно числу спущенных в скважину колонн конструкция скважины мо­жет быть одноколонной, двухколонной и т. д. Последняя колонна спускаемых в скважины обсадных труб называется эксплуа­тационной.

Применяемое оборудование для добычи нефти и подземного ремонта скважин позволяет использовать для эксплуатационной колонны обсадные трубы с наружным диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6—12 мм. Наиболее распространенны­ми являются диаметры 168 и 146 мм.

Надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород достигается цементиро­ванием скважины. Для этого цементный раствор под давлением закачивается в пространство между колонной обсадных труб и стенками скважины. После затвердения раствора цементный ка­мень разобщает пласты.

Оборудование забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть выполнено в одном из вариантов, представленных на рис. 43.

Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными по­родами, забой скважины обычно делают открытым: эксплуата­ционную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют необсаженным (рис. 43, а). Такую конструкцию применяют при разбуривании месторождений в восточных районах страны, где продуктивные пласты сложены твердыми извест­няковыми породами.

Рис 43. Конструкции за­боев скважин:

1—обсадная колонна; 2— цементное кольцо; 3 — уп­лотнение фильтра; 4— фильтр с щелевыми отвер­стиями; 5 — отверстия для цементного раствора; 6— манжета; 7—место уста­новки обратного клапана; 8 — перфорированная часть колонны; 9—цементный стакан

Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выноситься потомком жид­кости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр (рис. 43, б). Эксплуатацион­ную колонну спускают, как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронкооб­разный раструб, который сажается в специальное седло, находя­щееся у башмака обсадной колонны.

Прорези в таких фильтрах имеют в поперечном сечении фор­му трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдель­ные песчинки, проникшие внутрь щели, не застревали в ней и не засоряли ее. Щели в зависимости от фракционного состава песка делают шириной от 0,75 до 3 мм.

Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не больше двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естествен­ного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма всех более крупных фракций составляет около 10% от всей массы песка. По этому размеру и подбирают пара­метры щелевидных фильтров.

На рис. 43 в, показана конструкция скважины с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне. Для цементирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, соответствующей кровле пласта, закрепляют железную воронку-манжету, плотно прилегающую к стенкам скважины. Над манжетой в трубах де­лают несколько отверстий для прохождения цементного раствора из труб в затрубное пространство, а ниже устанавливают чугун­ный клапан, который после цементирования легко разбуривается.

Последние две конструкции забойной части скважин приме­няют в условиях, когда в кровле и подошве продуктивного пла­ста отсутствуют водоносные пропластки.

Фильтры, показанные на рис. 43, а, б и в, применяют в сква­жинах, пробуренных на однородный продуктивный пласт, т. е. не имеющий отдельных пропластков и глинистых перемычек. Та­кие условия в природе встречаются редко, поэтому и применение указанных фильтров ограниченно.

В большинстве случаев применяют конструкцию забоя и филь­тра, изображенную на рис. 43, г. При этом скважину бурят до проектной глубины, т.е. вскрывают продуктивный пласт до задан­ной отметки. После спуска обсадных труб и их цементирования с подъемом цемента до нужной высоты для перекрытия верхних нефтяных, газовых и водяных горизонтов против продуктивной части пласта простреливают отверстия. Эта операция называ­ется перфорацией.

Оборудование и техника проведения перфорации описаны в курсе «Бурение скважин».

Конструкция низа скважины со сплошной цементной заливкой и перфорационными отверстиями в колонне в советской и зару­бежной практике наиболее распространена. При такой конструк­ции быстро и надежно разобщаются продуктивные, водоносные и газоносные горизонты. Однако такая конструкция имеет и недо­статки. При цементировании колонны цементируется и пласт, что связано с ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны. Даже при значительном числе отверстий пласт будет сообщаться со скважиной на значительно меньшей площади, чем в скважинах с открытым забоем. Поэтому и приток нефти в скважину будет меньше. Очень же большое число отверстий может умень­шить прочность самой колонны. Поэтому для сохранения прочно­сти колонны число отверстий обычно делают не более 40—50 на 1 м.

Забой скважин можно оборудовать также металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. Однако эти конструкции фильтров не нашли большого практиче­ского применения.

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

После окончания бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние концы обсадных колону скрепляют колонной головкой, предназначенной для герметизации межтрубных пространств, подвески и закрепления обсадных ко­лонн. На верхнем фланце колонной головки устанавливают то или иное устьевое оборудование (фонтанную арматуру, устьевой сальник и т. п.).

Колонная головка на все время эксплуатации скважины ос­тается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ка­честву изготовления и монтажу колонных головок предъявляются самые высокие требования. Колонные головки устанавливают на всех скважинах, независимо от способа их эксплуатации. Лишь в отдельных случаях, с разрешения органов горного надзора, в скважинах одноколонной конструкции с низкими устьевыми дав­лениями колонные головки не устанавливают. В таких скважи­нах (рис. 44) эксплуатационная колонна 6 нижним торцом верх­ней муфты 2 опирается на хомуты 3, которые лежат на верхнем срезе кондуктора 5. Верхняя муфта или навинчивается на колон­ну, или приваривается к ней. На муфту навинчивают колонный патрубок 1 с фланцем. Для герметизации кольцевого пространст­ва между кондуктором и эксплуатационной колонной на колонну в несколько рядов навивают пеньковый канат 8, поверх которого заливают цементный раствор 7.

Рис. 44. Оборудование устья скважины с уста­новкой эксплуатацион­ной колонны на хомутах

Рис. 45. Головка колон­ная клиновая ГКК

Скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, обору­дуют колонными головками с клиновой подвеской труб, которые способны выдержать высокие давления в межтрубном пространст­ве и отличаются легкостью и простотой монтажа.

Головка колонная клиновая ГКК (рис. 45) состоит из кор­пуса 3, клиньев 6 для подвески эксплуатационной колонны, пакерах 5 с резиновыми уплотнительными кольцами 4 для гермети­зации межтрубного пространства, фланца 8 для установки головки на устье и патрубка 7, предназначенного для вывода фланца катушки 1 на необходимую высоту. Пробки 2 закрывают от­верстия в колонной головке, которые при необходимости могут быть использованы для присоединения манометров.

Эта конструкция колонной головки предназначена для обвяз­ки двух колонн—технической и эксплуатационной или же эксплуатационной и кондуктора.

К фланцу технической колонны 10 присоединяют ответный фланец 8 с навинченным и приваренным тонкостенным патруб­ком 7. На верхний конец патрубка навинчивают корпус головки 3, внутри которого при посадке эксплуатационной колонны монтируются клинья и пакер. Эксплуатационной колонне 9 после ее спуска дается натяжка, затем колонна зажимается клиньями внутри колодной головки в натянутом состоянии. К фланцу 3 корпуса колонной головки после подвески эксплуатационной ко­лонны присоединяют верхнюю часть колонной головки или катушку 1. Конец эксплуатационной колонны после ее подвески, на клиньях, выступающий за пределы верхнего фланца катушки, срезают и затем приваривают к катушке. После установки ко­лонной головки пробки 2 вывинчивают и вместо них в случае не­обходимости устанавливают вентили с манометрами для контроля за давлением. Колонные головки рассчитаны на рабочее давле­ние, равное 7, 14, 21, 35 и 70 МПа.

На рис. 46 показана головка колонная муфтовая (ГКМ), предназначенная для обвязки двух обсадных колонн: техниче­ской диаметром 219 или 245 мм и эксплуатационной диаметром 168 или 146 мм.

Возможность обвязки двух обсадных колонн с различной ком­бинацией диаметров достигается нарезкой резьбы на нижней части специальной муфты под эксплуатационные колонны требуе­мого диаметра.

Колонная головка самоустанавливающаяся имеет небольшой вес и простую конструкцию, что облегчает монтаж и обвязку обсадных колонн.

Основные Детали муфтовой колонной головки: корпус 1; муф­та 7, полукольцо 5 и фланцы 4 и 6 диаметрами 620 и 395 мм (или 350 мм). Корпус 1 навинчивается на верхнюю трубу техни­ческой колонны или кондуктора диаметром 219—245 мм, а муф­та 7—на муфту последней трубы эксплуатационной колонны, после чего муфту 7 устанавливают в корпусе 1.

Муфта 7 предназначена для подвески эксплуатационной ко­лонны и обеспечения ее обвязки в натянутом (не разгруженном) состоянии, что предотвращает повреждение резьбовых соедине­ний, нарушение их герметичности, а также повреждение цемент­ного кольца. Герметичность соединения корпуса головки и муфты 7 обеспечивается металлической манжетой 2 и двумя резиновыми кольцами 3, расположенными в выточках на конус­ной части муфты, которая стягивается гайками фланцем 4 через полукольцо 5. На верхнем фланце колонной головки укрепляют на болтах фланцевую фонтанную арматуру, для чего в комп­лекте колонной головки предусмотрены переводные фланцы диа­метром 395 и 350 мм, навинчиваемые на верхнюю часть муфты 7.

Рис. 46. Головка колонная муфтовая ГКМ

Для опрессовки колонной головки и контроля за давлением в межтрубном пространстве предусмотрено приспособление, состоя­щее из крана 10, патрубка с фланцем 9, манометра 8.

В заводских условиях колонные головки испытываются на гер­метичность опрессовкой водой. Пробное давление должно соот­ветствовать двукратному рабочему давлению для головок с условным проходом нижнего фланца, присоединяемого к обсадной ко­лонне, до 350 мм и полуторакратному рабочему давлению для головок с условным проходом нижнего фланца более 350 мм. Фланцевые соединения устьевого оборудования скважин унифициро­ваны, размеры их соответствуют размерам фланцев, присоединяемых к ним деталей.

Рис. 47. Уплотнительное металли­ческое кольцо и фланец с канав­кой

Для обеспечения плотности фланцевых соединений на каждом присоединяемом друг к другу фланце имеется по одной круговой овальной канавке. В эти канавки вкладывается кольцо также оваль­ной формы из специальной мало­углеродистой стали ((рис. 47), после чего фланцы стягиваются бол­тами.

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам, спус­каемым в скважины перед началом их эксплуатации,. При насосной эксплуатации на трубах спускают в скважину насос. Эти трубы называются насосно-компрессорными. В зависимости от способа эксплуатации скважин их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, а также подъемными (или лиф­товыми).

Эти трубы выпускают из сталей групп прочности Д, К, Ё, Л и М с пределом текучести соответственно 380, 500, 550, 650 и 750 МПа следующих условных диаметров (по внешнему диамет­ру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм, с толщиной стенок от 4 до 7 мм. Длина одной трубы равна 5—8,5 м. Трубы изготовляют бесшовными, т. е. цельнотянутыми.

На обоих концах каждой трубы нарезают одинаковую резьбу. На один конец трубы при помощи муфтонаверточного станка на заводе навинчивают муфту, чтобы при, свинчивании этой трубы со свободным концов другой трубы муфта не отвинчивалась.

Насосно-компрессорные трубы изготовляют двух типов: глад­кие, т. е. одинакового размера по всей длине (рис. 48, в), и с высаженными наружу концами (рис. 48, а). Гладкие трубы неравнопрочные; прочность их в нарезанной части составляет 80—85% прочности ненарезанной части. У труб с высаженными наружу концами (равнопрочные) прочность в нарезанной части равна прочности тела трубы в гладком месте. Это очень важно для глубоких скважин, где трубы испытывают большие нагрузки от собственной силы тяжести.

Предельную глубину спуска одноразмерной равнопрочной ко­лонны труб, исходя из расчета только на растяжение от собствен­ной силы тяжести, можно определить по формуле

(81)

где σ_т—предел текучести материала труб при растяжении, Па; К—коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,5; ρ—плотность материала труб, кг/м³; g—ускорение свобод­ного падения, м/с².

Рис. 48. Концы насосно-компрессорных труб и муфта:

а—труба с высаженными концами; б—муфта; в—тру­ба гладкая

Допустимая длина подвески для гладких труб

(82)

где Q_стр—страгивающая нагрузка для труб, Н; q_тр—вес 1 м труб, Н/м.

Для равнопрочных труб из стали разных групп прочности при К ==1,5 и ρ==7800 кг/м³ допустимая глубина спуска подвески труб (в метрах) приведена ниже.

Фонтанная и компрессорная эксплуа­тация ........ 3250 (Д) 4250 (К) 4700 (Е) 5550 (Л)

Глубиннонасосная эксплуатация …………….... 1900 (Д) 2550 (К) 2800 (Е) 3200 (Л)

Примечание. В скобках указана группа прочности стали.

При больших глубинах спуска труб часто приходится при­менять ступенчатые колонны, состоящие из труб разных размеров. Допустимые глубины спуска таких колонн рассчитывают из усло­вий прочности в верхней, наиболее нагруженной части каждой ступени колонны.

Для практических целей обычно пользуются расчетными гра­фиками и таблицами, при помощи которых можно быстро вы­брать при различных сочетаниях типоразмеров необходимую кон­струкцию колонны труб.

Для увеличения срока службы труб необходимо бережно обращаться с ними, особенно при транспортировке, погрузке и разгрузке.

При свинчивании труб с муфтами их резьбы необходимо по­крывать смазкой; смазка создает герметичность соединения, предохраняет резьбу от задиров и коррозии и облегчает развинчивание. Необходимо проверять, достаточно ли закреплено резь­бовое соединение. На трубе, ввинченной в муфту, допускается иметь не более двух открытых ниток резьбы. Если открытых ниток больше или, наоборот, труба свободно ввинчивается в муфту до последней нитки, такие трубы следует отбраковывать.

Для предохранения резьбы от повреждения при транспорти­ровке и хранении на свободный конец трубы и в муфту на заводе навинчивают предохранительные кольца. Хранить, грузить, выгружать и транспортировать трубы следует только с предохра­нительными кольцами и со смазанной резьбой. При перевозке труб автомашина должна иметь прицеп, чтобы не допускать свисания концов труб. При выгрузке нужно снимать трубы вруч­ную или скатывать по уложенным наклонно скатам, не допуская удара трубы о трубу. При хранении трубы следует укладывать на стеллажи штабелями, не менее чем с тремя деревянными горизонтальными прокладками между рядами.

Для предотвращения отложений парафина на стенках труб при добыче парафинистых нефтей на промыслах широко применяют насосно-компрессорные трубы с остеклованной внутренней поверхностью или футерованные лакокрасочными материалами. Защитные покрытия не только предотвращают отложения па­рафина на внутренних стенках труб, но, и обеспечивают также длительную работу труб в коррозионных средах.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ (ГАЗА) ИЗ ПЛАСТА В СКВАЖИНУ

Движение жидкости или газа из пласта в скважину возможно лишь при условии, если

(83)

где р_пл—пластовое давление; р_заб— забойное давление; р_доп—дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, которые возникают в результате загрязнения призабойной зоны.

Значение р_доп зависит от пластового давления, физической ха­рактеристики породы продуктивного пласта, продолжительности вскрытия пласта и качества буровых растворов, с которыми осу­ществлялись вскрытие, спуск, цементирование и перфорация эк­сплуатационной колонны.

Для пластов с низким пластовым давлением большая продол­жительность вскрытия пласта и заключительных буровых работ, повышенное содержание глины в пласте и применение буровых растворов с большой фильтрующей способностью и вязкостью могут вызвать резкое увеличение р_доп. В этом случае приток жидкости из пласта в скважину будет затруднен, даже если уровень жидкости в стволе скважины снизить до интервала перфорации, что равносильно снижению давления на забое до нуля (р_заб=0).

При сильном загрязнении призабойной зоны скважины вели­чину р_доп можно уменьшить различными методами воздействия на пласт (гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка, за­качка в (пласт поверхностно-активных веществ и пр.). Описание этих методов будет дано ниже.

Если в скважине находится столб жидкости с плотностью ρ и высотой Н, то неравенство (83) можно записать в виде:

(84)

Пластовое давление р_пл—параметр, который остается неиз­менным в процессе освоения скважины. Следовательно, для удов­летворения неравенства (84) могут быть изменены Н, ρ и р_доп.

Методы освоения скважин основываются на изменении сле­дующих величии: снижении плотности жидкости, заполняющей скважину, снижении уровня жидкости, применении методов воз­действия на пласты.

В скважинах с высоким давлением снижение забойного давления и очистка забоя и призабойной зоны в большинстве слу­чаев выполняются одновременно: забой и призабойная зона самоочищаются от грязи при движении жидкости и газа из пласта в скважину.

Выбор метода освоения скважины зависит от следующих фак­торов: 1) глубины скважины и пластового давления; 2) содер­жимого залежи (нефть, газ); 3) физической характеристики пород пласта, степени их устойчивости; 4) наличия технических средств для освоения.

Освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давле­нием, обычно не представляет труда, так как в данном случае можно создать большой перепад давления между пластом и скважиной. В то же время следует иметь в виду, что темп освоения скважин в основном зависит от степени устойчивости пород пласта. При освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, перепад давления между пластом и скважиной должен быть небольшим. В этом случае пуск скважины необходимо осу­ществлять плавно, чтобы не вызвать выноса частиц породы из пласта. Чрезмерные депрессии при освоении скважин, вскрывших неустойчивые пласты, могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации обсадной колонны и даже к ее нарушению.

Наиболее распространенные методы вызова притока жидкости и газа из пласта в скважину следующие:

1) промывка скважин—замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более легкой,—например, глинистого раствора—водой или воды—нефтью.

2) продавка сжатым газом (воздухом) —1вытеснение жидкости из колонны подъемных труб сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины;

3) аэрация—насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью;

4) поршневание (свабирование) — снижение уровня жидкости в скважине.

При промывке скважины для возбуждения фонтана плавное снижение, противодавления на забой достигается заме­щением жидкости, заполняющей скважину, более легкой: глини­стого раствора—водой или воды—нефтью.

Возбуждение фонтана при промывке скважины возможно в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, созда­ваемое на забой столбом дегазированной нефти; в противном слу­чае промывка дает положительные результаты только при совмещении с другими методами и, в частности, при дальнейшем освоении скважины с использованием сжатого газа или воздуха.

Перед освоением фонтанной скважины промывкой на устье собирают арматуру и спускают (обычно до фильтра) фонтанные трубы, которые остаются в скважине при ее эксплуатации. Воду нагнетают насосом в межтрубное пространство, а глинистый раствор, заполняющий скважину, вытесняется на поверхность по фонтанные трубам. При большом пластовом давлении скважина часто начинает фонтанировать даже при неполной замене глини­стого раствора водой.

Если после промывки водой пласт не проявляет себя, воду в скважине заменяют нефтью. Этот способ вызова притока дает возможность плавно понижать давление на забой скважины и постепенно разрабатывать перовое пространство пласта в призабойной зоне, что весьма важно для освоения скважин, вскрыв­ших рыхлые пласты.

Для закачки нефти в скважину применяют передвижные насос­ные агрегаты, смонтированные на тракторе или автомобиле. Насосный агрегат устанавливают с наветренной стороны на расстоянии 20—25 м от устья. Нагнетательная линия, соединяющая устье скважины с выкидом насоса, собирается из 60-мм и насосно-компрессорных труб на быстросвинчивающихся резьбовых сое­динениях и прокладывается так, чтобы толчки и вибрации, воз­никающие при работе насосного агрегата, не передавались на устьевую арматуру скважины.

Давление во время промытой контролируется двумя манометрами: один из них устанавливается на выкиде насоса и предназ­начен для контроля работы насоса и состояния выкидной линии, другой подключается к затрубному пространству, где он работает в более спокойных условиях, с меньшей вибрацией стрелки, что позволяет хорошо проследить за изменением давления в сква­жине.

Продавца сжатым газом. Сущность метода заклю­чается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое про­странство между подъемными трубами и обсадной колонной сква­жины. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъемные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает ее плотность. Эти клапаны устанавливают на насосно-компрессорных трубах на заранее рассчитанной глуби­не. (Описание пусковых клапанов дано в главе X).

Для нагнетания газа (воздуха) в скважину применяют пере­движные компрессоры, которые подключают к задвижке затрубного пространства скважины при помощи насосно-компрессорных труб, снабженных быстросвинчивающимися замками. Наиболее распространены в нефтяной промышленности передвижные комп­рессорные установки автономного действия УКП-80. Эта установ­ка состоит из поршневого компрессора КП-80, привода-дизеля В2-300, агрегатов и систем, обеспечивающих работоспособность установки.

Все оборудование смонтировано на прицепной гусеничной те­лежке. Для повышения скорости передвижения во многих нефтя­ных районах установки УКП-80 перемонтированы на автомобили повышенной проходимости (КрАЗ-219, КрАЗ-257). Подача комп­рессора УКП-80 равна 8 м³/мин, рабочее давление 80 кгс/см² (8 МПа), общая масса агрегата—16т.

В последнее время были раз­работаны четыре типа передвиж­ных компрессорных станций на базе свободнопоршневых дизель-компрессоров высокого давления ДК-10. Подача этих компрессоров составляет 7 и 3,5 м³/мин при рабочем давлении 20 МПа. Монтируются они на санях, авто­мобиле высокой проходимости или на плавающем гусеничном тракторе.

Аэрация. Значительное по­нижение плотности жидкости в скважине может быть достиг­нуто при одновременном нагнета­нии в нее воды (или нефти) и газа (или воздуха). Схема обо­рудования скважины при этом методе вызова притока показана на рис. 49.

К скважине, кроме водяной (нефтяной) линии от насоса, подводят также газовую (воз­душную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смеши­ваются в специальном смесителе (эжекторе), после чего газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство.

При проведении этого процесса освоения скважин вначале в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами нагнетают жидкость. После установления циркуляции жидкости к смесителю начинают подавать сжатый газ (воздух) от компрессора. Давление в газовой линии при этом должно быть выше на 3—5 кгс/см² (0,3—0,5 МПа), чем в нагне­тательной линии от насоса.

В смесителе газ (воздух) хорошо перемешивается с жид­костью и газирует ее. Количество нагнетаемого газа постепенно увеличивают, соответственно уменьшая объем жидкости, нагнетаемой в скважину. При необходимости переходят на нагнетание газа.

Таким образом, достигается постепенное снижение давления на забой, что вызывает приток нефти, (или при освоении газовой скважины—газа) из пласта в скважину. Процесс освоения происходит постепенно, при сравнительно невысоких давлениях, обеспечивая плавность пуска скважины в эксплуатацию. Нагнетание газожидкостной смеси или газа прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.

Рис. 49. Схема оборудования скважи­ны для промывки ее аэрированной жидкостью:

1 — выкидная линия; 2 — компрессор; 3 — насос; 4 — смеситель; 5 — обсадная колон­на; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — нефтяной пласт

Поршневание (свабирование). Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрес­сорных трубах и установленной на устье арматуре. В насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка пор­шень (сваб), имеющий клапан, открывающийся вверх.

При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъеме порш­ня клапан закрывается и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Большой недостаток способа поршневания —необходимость проводить работы при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Кроме того, сильно загрязняется нефтью территория вокруг скважины, что опасно в пожарном отношении. Поэтому поршневание допускается лишь в исключительных случаях при освоении нагнетательных водяных скважин или же при опробовании отдаленных разведочных скважин, где применение других способов освоения связано с трудностями (отсутствие передвиж­ных компрессоров, трудность их транспортировки и т.п.).