Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

 Для очистки  фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

• кислотные ванны;
• промывку пеной или раствором ПАВ;
• гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
• циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
• многоцикловую очистку с применением пенных систем;
• воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
• ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
• воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

 

 Кислотная обработка 

 Для обработки  карбонатных коллекторов, состоящих  в основном из кальцита, доломита и  других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

 Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем  составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

 Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или  сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

 При обработке  карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

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

 для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

 для приготовления загущенной кислоты  в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

 Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

 Объем кислотного раствора и время выдерживания его  в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5. 

 Для обработки  терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м³ раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

 Для обработки  коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

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

 Таблица 5

Объем кислоты для ОПЗ  в зависимости  от

проницаемости пласта-коллектора и количества

обработок 

 

Примечание. 1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты. 
 

 Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

 Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

 Термокислотную  обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

 Для кислотных  обработок используют специальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20. 

 Гидропескоструйная  перфорация 

 Гидропескоструйную  перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

 Не допускается  проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

 Различают два варианта ГПП — 

   точечная 

   щелевая.

 При точечной ГПП канал образуют при неподвижном  перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

 Профиль и плотность ГПП определяют в  зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

 При осуществлении  ГПП используют:

• перфораторы, НКТ,
• насосные агрегаты, пескосмесители,
• емкости для жидкости,
• сальниковую катушку или превентор, а также
• жидкость-носитель и
• кварцевый песок.

 В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной  кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

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

 Перепад давления жидкости на насадке (без учета  потерь на трение в НКТ) составляет:

• при диаметре насадки 6 мм — от 10 до 12 МПа;
• при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

 При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

 После ГПП  при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора. 

 Виброобработка 

 Виброобработку  производят

• в скважинах с загрязненной ПЗП;
• в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;
• в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;
• перед химической обработкой;
• перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.

 

 Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного  контакта, при интенсивных поглощениях  жидкости пластом, при низких пластовых  давлениях.

 Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

 Величину  гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

 В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2—3 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта. 

 Термообработка 

 Термообработку  ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

 При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:

• при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);
• при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

 Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

• метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;
• при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;
• при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

 

 Воздействие давлением пороховых  газов 

 Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм² и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

 Технологический процесс осуществляют с использованием

• пороховых генераторов корпусных типа АСГ или
• герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и
• негерметичных типа АДС.

 Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.