Капитальный ремонт скважин

     Фильтр  скважины и призабойную зону пласта очищают от различных загрязнений, в зависимости от причин и геолого-технических  условий, с помощью кислотных ванн, промывки пеной или раствором ПАВ, гидроимпульсным воздействием (т.е. методом переменных давлений); циклическим воздействием путем создания  управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов. 

     Очень часто используют также многоцикловую очистку с применением пенных систем, воздействие на призабойную зону с использованием гидроимпульсного насоса, ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем и воздействие на зону растворителями (бутилбензольной фракцией, стабильным керосином и другими). 

     «Обработка  карбонатных и  терригенных коллекторов» 

     Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных  коллекторов с повышенным , более 10 % содержанием карбонатов используют соляную кислоту. В случае отсутствия – допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот. 

     Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем  составе  осадкообразующих включений, к примеру, сульфатов, соединений железа и других, обрабатывают 10-16% водным раствором соляной кислоты.

     Если  соединения железа имеются, то при использовании  соляной дополнительно вводят уксусную (3-5 % от массы) или лимонную (2-3% от массы) кислоты. Их назначение – предупредить осадкообразование в растворе.

     В трещинных и трещино-поровых коллекторах для глубокой по простиранию обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов.

     К примеру, для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ типа сульфанола, ОП-10 и других и стабилизатор – КМЦ или иной.

     Для приготовления загущенной кислоты  в 12-15 % раствор соляной кислоты  вводят КМЦ или сульфит-спиртовую  барду – от полпроцента до 3 от массы. 

     Обработку карбонатных коллекторов в скважинах  с температурой от 100 до 170 ___С проводят гидрофобной кислотной эмульсией  со специальным эмульгатором. Обычно это полу- или  однопроцентные диаминдиолеат, первичные амины или алкиламиды. 

     Объем кислотного раствора и время его выдерживания в пласте выбирают в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий-толщины, пористости, проницаемости, забойной температуры и давления пласта. 

     Обычно  исходят из того, что если коллектор поровый и малопроницаемый, то на одну обработку уходит 0,4-0,6 кубометра 15% кислоты на 1 метра вскрытой толщины, на две и более обработки – 0,6-1,6 кубометра.

       Высокопроницаемый поровый  требует  большего расхода – на одну  обработку тратится 0,6 – 1,0 кубометр, на 2 и более – 1,0 – 1,5 кубометра той же 15% кислоты на 1 метр вскрытой толщины пласта. Трещинный тип коллектора   особо не отличается от предыдущего: одна обработка – 0,6-0,8 кубометра кислоты, а две и более – 1 – 1,5 кубометра на метр вскрытой толщины пласта. 

     Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит  от температуры пласта. Если она  до 30___ С – 2 часа, от 30  до 60___С –  от часа до полутора, а при 60___С и  выше – время выдерживания не регламентировано и зависит от времени полной потери активности кислоты. 

     Для обработки терригенных коллекторов  с карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязнений призабойной зоны пласта используют глинокислотные растворы на основе соляной – 10-12% массы, и плавиковой –3-5% массы, кислот. Допускается использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония.

     Объем раствора при глинокислотной обработке  выбирают, исходя из условия – предупредить разрушение пластовых пород. При  первичной обработке используют от 0,3 до 0,4  кубометра раствора на 1 метр вскрытой перфорацией толщины пласта.

     Для обработки коллекторов, преставленных  ангидритами, используют соляно-кислотные  растворы с добавками от 6 до 10 % массы азотнокислотного натрия.

     Во  всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии. 

     «Гидропескоструйная перфорация» 

     Гидропескоструйную  перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости  перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта, а также чтобы срезать трубу в скважине при ремонтных работах. 

     Следует помнить, что если пласт поглощает  жидкость, то применение гидропескоструйной перфорации недопустимо.

     Различают два варианта перфорации – точечную и щелевую. В первом – канал образуют при неподвижном перфораторе, во втором – перфоратор движется. 

     Для проведения гидропескоструйной перфорации необходимы перфораторы, насосно-компрессорные  трубы, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковая катушка или превентор, а также жидкость – носитель и кварцевый песок. 

     В качестве жидкости – носителя используют дегизированную нефть, 5-6% раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрезняющий коллектор.

       При работах в интервале непродуктивного  пласта обычно используют пресную  воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе  должна составлять 50-100 граммов на  литр.

     Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 минут, а при щелевом – не более 2-3 минут на каждый сантиметр длины цели.

     Перепад давления жидкости на насадке, без учета  потерь на трение  в насосно-компрессорных  трубах составляет 10-12 МПа при диаметре 4,5 мм. 

     Процесс гидропескоструйной перфорации осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

     При непредвиденных продолжительных остановках скважину немедленно промывают при  обратной циркуляции.

     После  перфорации при обратной промывке вымывают шаравой  клапан,  промывают саму скважину до забоя, чтобы полностью удалить из нее песок, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации.

     Освоение  фонтанных скважин допускается  без подъема перфоратора. 

     «Термообработка призабойной зоны пласта» 

     Термообработку  призабойной зоны пласта проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластавых температурах, близких к температуре кристаллизации  парафина или ниже ее.

     Перенос тепла в коллектор осуществляется либо при теплопередаче по скелету  породы и насыщающей жидкости  от источника, находящегося в скважине, либо при принудительной передаче тепла по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя.

       Первый способ носит назнавание  метода кондуктивного прогрева, а второй – паротепловая обработка

     .

     Метод  теплообработки выбирают в зависимости от  конкретных геолого-промысловых условий. 

     Индуктивный прогрев производится  с помощью  глубинных   электронагревателей. Температура нагрева в этом случае должна быть ниже точки коксования нефти.

     При переодической тепловой обработке  из скважины извлекают эксплуатационное оборудование, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3-7 суток. Продолжительность пуска скважины после такой тепловой обработки не должна превышать 7 часов. 

     Стационарная   тепловая обработка заключается  в том, что вместе с подземным  оборудованием в интервале фильтра  устанавливают стационарный электронагреватель, который работает постоянно или  по заданному режиму. 

     При  паротепловой обработке прогрев призабойной зоны пласта производят насыщенным паром, который получают  от стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ – 4/120. Такие обработки производят в скважинах глубиной не более тысячи метров в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа * сек.. Перед паратепловой обработкой скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и  проверяют герметичность колонны. Нагнетают пар с таким расчетом, чтобы паровая зона  образовалась в радиусе от 10 до 20 метров.Затем скважину герметизируют и выдерживают 2-3 суток, после чего осваивают и запускают в эксплуатацию. 
 

     «Воздействие  на призабойную зону пороховыми газами» 

     Воздействие на призабойную зону пласта пороховыми газами осуществляется путем разрыва  пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах. К таким относятся песчаники, известняки, а также доломиты с проницаемостью 0,10 до 0,05 мкм__ и менее.

       Не допускается разрыв пласта  с помощью пороховых газов  в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солевыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками. 

     «Гидравлический разрыв пласта» 

     Гидравлический  разрыв пласта применяют для воздействия  на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. При этом, в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин протяженностью от 10 до 50 метров.

     Глубокопроникающий  гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием  более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 * 10 (в минус 3 степени) мкм (в  квадрате). 

     Для обеспечения наибольшей эффективности  процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещены в зависимости от проницаемости пласта.

       При этом обязательно нужно  учитывать радиус зоны дренирования  скважины и близость нагнетательных  скважин. Теоретическая зависимость  оптимальной полудлины трещины, т.е. расстояние от ствола скважины до вершины трещины от проницаемости пласта известна. 

     Если  проницаемость k  10 (в минус 3 степени) мкм (в квадрате) равняется 100, то полудлина трещины должна составить 40-65 метров; при k =10 -   50-90 метров, k=1 -  100-190 метров, __k=0,5 соответствует 135-250 метрам, 0,1=250-415 метров и k = 0,05-  320-500 метров. 

     Еще раз напомним, что при выборе оптимальной  полудлины скважины необходимо  учитывать радиус зоны дренирования и близость нагнетальных скважины.

       Расстояние до ближайшей из  них должно быть не менее  500 метров, а за пределы зоны  дренирования полудлина трещины  выходить не должна. 

     В коллекторах толщиной свыше 30 метров процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального разрыва.

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

     Для повышения эффективности гидроразрыва предворительно применяют гидропескоструйную перфорацию.

     В качестве  закрепляющих трещины  материалов на глубинах до 2400 метров используют фракционированный песок по ТУ-39-982-94, свыше 2400 метров искуственные 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. Выбирают жидкость в соответствии с  пластовыми условиями, т.е. литологии, температуре, давлении и т.д. При этом обязательно учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и его флюидами. 

     Если  в пласте содержатся водочувствительные глины, необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Следует учитывать, что такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.