Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

 Аппараты  типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром  от 118 до 130 мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 "С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа. 

 Спуск и  подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

 При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

• Скважину шаблонируют.
• Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.
• Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
• Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.
• После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

 При толщине  пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

 Для регистрации  максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный  прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки. 

 Гидравлический разрыв пласта 

 Гидравлический  разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

 Глубокопроникающий  гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием  более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 × 10^-3 мкм².

 Для обеспечения  эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

 В коллекторах  толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

 В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

 С целью  повышения эффективности ГРП  предварительно проводят щелевую ГПП.

 В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 расклинивающие материалы (проппанты).

 Для осуществления  процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.  

 Таблица 6

 Зависимость оптимальной полудлины  трещины

 от  проницаемости пласта 

 

 Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

 Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;
• вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;
• обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;
• не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;
• обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;
• легко удаляться из пласта после проведения процесса;
• обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

 Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать

• темп и объемы закачки,
• устьевое давление,
• концентрацию песка (проппанта) в суспензии.

 

 В общем  виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

  После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

 Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

 После обвязки  устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление,

МПа -     <20      20-56     56-65      >65

Коэффициент запаса прочности - 1,5        1,4        1,3       1,25 

 Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

 При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

 Выравнивание  профиля приемистости нагнетательных скважин 

 Работы  по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

 Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических  и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов .

 Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

 Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

 В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков). 
 
 

Консервация и расконсервация скважин 

 Общие положения

• Консервацию скважин производят в соответствии с РД [12].
• Консервацию скважин производят с учетом возможности повторного ввода ее в эксплуатацию
• или проведения в ней ремонтных или других работ.
• Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.
• При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.

 Консервация скважин 

 Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.

• Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.
• Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.
• Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.
• Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.
• По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

 

Расконсервация  скважин. 

 Прекращение консервации (расконсервацию) скважин  производят по согласованию с органами Госгортехнадзора.

 Расконсервацию  скважины производят в следующем  порядке:

• устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;
• разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
• снимают заглушки с фланцев задвижек;
• подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;
• промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;
• при наличии в скважине цементного моста последний разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.