Направление глушения – прямой и обратный способы.По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ: - меньше затраты времени на глушение - меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения - нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство(обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки.
Доведение пачки ЖГ до забоя Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав. Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения. При осаждении первая пачка закачивается в режиме циркуляции и располагается в затрубном пространстве от уровня приема насоса и выше. Скважина закрывается на отстой на время, расчитанное по формуле:
T=H / V (сек)
Где Н – расстояние от приема насоса до забоя скважины (м) V – скорость оседания (м/с) Скорость оседания раствора является предметом споров. Корпоративная документация указывает скорость оседания 0,1 – 0,15м/сек. Правила ведения ремонтных работ в скважинах (РД 153-39-023-97), утвержденные Минтопэнерго Российской Федерации указывают скорость оседания 0,04 м/сек. Опытные работы, проведенные в УфЮНИПИ показывают, что процесс оседания имеет два основных случая: 1. Скважинная жидкость и жидкость глушения взаиморастворимы. В данном случае при движении одной жидкости через другую, практически при перемешивании, с течением времени происходит некоторое осреднение плотности жидкости. При длительном времени контакта-осреднение полное. Осредненную плотность можно рассчитать по формуле: p = (p1*V1 + p2*V2) / (V1+V2) 2. Скважинная жидкость и жидкость глушения взаимно не растворимы. Примером такого случая может быть осаждение пачки эмульсии (большой плотности) в пластовой воде. Скорость осаждения (по лабораторным данным) при этом составляет:
Тем не менее, для гарантированного завершения процесса оседания, особенно при небольшой разнице плотностей жидкости глушения и скважинной жидкости, при расчете времени оседания раствора следует ориентироваться на скорость оседания, указанную в РД Минтопэнерго 0,04 м/с.
Плотность ЖГ Требуемая плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП. При полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения в 1 цикл удельный вес расчитывается по нижеприведенной формуле: pж = Pпл* (1+П) / Н * 9,8 *10 -6 где: рж- плотность жидкости глушения, кг/м3 Рпл – пластовое давление, МПа. Н – расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м. П – коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания принимается равным 0,05 (5%). В особых условиях, коэффициент безопасности может быть выбран из следующей таблицы:
ПРИМЕР: Расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации Н=2500м Пластовое давление Р = 270 атм. (27 МПа) Коэффициент безопасности работ 0,05 рж= 27,0*(1+0,05)/2500*9,8*10-6 = 1157 кг/м3 Один из вариатов глушения в один цикл подразумевает частичную замену скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. Независимо от того, всплывает поднасосная жидкость или ее плотность и плотность жидкости глушения осредняются при смешивании, расчетной плотности достаточно для глушения скважины. Формула применяется для глушения скважин механического фонда при 100% обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя. pж = (Pпл* (1+П)-Рн) / Н * 9,8 *10 –6 Где Рн – давление столба пластовой жидкости, расположенной ниже насоса. ПРИМЕР: Пластовое давление 28,5 МПа Запас безопасности 0,05 Глубина спуска насоса 2300м Расстояние от устья до верхних отверстий перфорации 2600м Под насосом находится пластовая вода pж=1030кг/м3 Давление, создаваемое поднасосной жидкостью: Рн = 1030*9,8*(2600-2300)=3028200 Па = 3,03 Мпа Плотность жидкости глушения: рж= (28,5*(1+0,05)-3,03) / 2600*9,8*10-6 =1055,5 кг/м3 Существуют случаи неверного указания пластового давления в планах на глушение. Тогда возможен вариант, что плотность завезенной жидкости глушения не обеспечивает надежного глушения скважины. В случае, если плотность жидкости глушения ниже требуемой, на буфере скважины будет отмечено избыточное давление. Замерив это давление и зная плотность жидкости в скважине, можно рассчитать точную требуемую плотность жидкости глушения. pж = (Ризб+Pзаб)*(1+П)/Н*g*10-6 Где Рзаб - забойное давление, создаваемое столбом использованной жидкости глушения. ПРИМЕР: Скважина заглушена жидкостью плотностью 1030 кг/м3, тем не менее, на буфере скважины отмечено избыточное давление в 25 атмосфер (2,5 Мпа). Рассчитать реальную необходимую плотность жидкости глушения, если расстояние от устья скважины до верхних дыр перфорации по вертикали равно 2450 метров. Рзаб= р*g*H = 1030*9.8*2450*10-6 =24.73 МПа pж= (2.5 + 24,73)*1,05 / 2450*9,8*10-6= 1191кг/м3 Поскольку план работ на глушение подготавливается геологами промысла, а все промыслы компьютеризированы, в соответствии с техническим заданием к регламенту приложен план работ в электронной форме с возможностью автоматического расчета всех параметров глушения.
Расчет объема ЖГ Для определения потребного объема ЖГС рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы. Vжг = (Vэк – Vнкт -Vшт)*1,1 Где V эк = (пD2/4)*Н – объем эксплуатационной колонны, м3 Н – глубина скважины, м3 D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м 1,1 – коэффициент запаса Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3 V нкт = (п*(d2 – d21)/4)*H cп d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м. Нсп – глубина спуска насоса, м Vшт – объем, вытесняемый металлом штанг, м3 (в случае если таковые имеются) ПРИМЕР: Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм. внутренний D=126мм. Диаметр спущенных НКТ d=73мм. Внутренний диаметр d1=62мм. Глубина спуска Нсп=2435м Глубина скважины H=2604м. Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ: Vнкт = 2435*3,14*(0,0732-0,0622) / 4 =2,84 м3 Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны: Vэк=2604*3,14*0,1262 / 4 = 32,45 м3 Рассчитаем объем жидкости глушения: Vжг=1,1*(2,84 + 32,45)=38,8 м3 Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя. Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме. Величина запаса жидкости глушения составляет 10% от объема. Регулирование свойств ЖГ Количество воды в литрах, необходимой для добавления в 1м3 и ходного раствора с целью снижения плотности раствора до заданной можно определить по формуле:
G = pв * (pисх – pзад) / (pзад – pв) Где pв – плотность воды кг/м3 pисх – плотность исходного раствора кг/м3 pзад – плотность заданного раствора кг/м3 ПРИМЕР: На скважину завезен раствор с плотностью Рисх = 1180 кг/м3 Рв = 1010 кг/м3 Задача – снизить плотность раствора до 1100кг/м3 Количество добавляемой воды в литр
G = 1010*(1180 – 1100)/(1100-1010) = 1010*0,89 = 899 литров В случае недостаточной плотности жидкости глушения следует дорастворить в ней дополнительный объем солей или утяжелителя. Расход утяжелителя G, необходимого для повышения плотности 1 м3 раствора, определяют по формуле: G = r3 (r2 - r1)/(r3-r2*(1 – n + np3)), где r1 – плотность жидкости глушения до утяжеления, кг/м3; r2 – плотность утяжеленного раствора, кг/м3; r3 – плотность утяжелителя, кг/м3; n – влажность утяжелителя. Возможные аварийные ситуации
«Консервация и расконсервация скважин» Освоение и разработка нефтяных месторождений – процесс достаточно сложный и требующий умения видеть не только сегодняшнее положение, но и заглянуть в завтра. Что-то из разведанного и освоенного сразу запускается в эксплуатацию, а что-то может и повременить в силу сиюминутной нерентебельности или просто не вписывается в схему освоения. Причин и поводов может быть немало, но факт, что значительное количество скважин приходится консервировать или вновь вводить в эксплуатацию после длительного, порой многолетнего простоя. Оба этих процесса достаточно жестко регламентированы и должны производиться с соблюдением определенных правил. Консервацию скважин проводят с соблюдением РД 12, обязательно учитывая возможность ее повторного ввода в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных и иных работ. Оба процесса - консервацию и расконсервацию, осуществляют по утвержденным планам предприятия, которые согласуются с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фантанов. При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации обязательно проводят соответствующие ремонтно-восстановительные. Консервируют скважины в соответствии с требованиями действующих инструкций. Общее положение – цементных мостов не устанавливают. Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины; наименования месторождения либо площади; организации, пробурившей скважину и сроков ее консервации. Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола глубиной 30 метров заполняют незамерзающей жидкостью. Это может быть соляровое масло, 30%-ный раствор хлористого кальция, нефть и так далее. В условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют такой жидкостью на всю глубину мерзлых пород. Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть тщательно обработано с целью защиты от коррозии. Состояние скважин, находящихся на консервации, проверяют не реже одного раза в квартал, и вносят соответствующую запись в специальный журнал. По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме. Прекращение консервации обязательно согласуют с местными органами Госгортехнадзора. Расконсервацию начинают с того, что устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры, разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры, снимают заглушки с фланцев задвижек. Далее следует провести гидроиспытания фонтанной арматуры при давлении, соответствующем условиям эксплуатации. Если испытания прошли успешно – скважину промывают, при необходимости доводят колонну насосно-компрессорных труб до заданной глубины и после оборудования устья осваивают и вводят в эксплуатацию. При наличии в скважине цементного моста его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя и после оборудования устья скважину осваивают.
«Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах» Работы по выравниванию профиля приемистости, иначе говоря, расхода вытесняющего агента, в нагнетательных скважинах напрвлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей. Главные цели выравнивания- увеличение охвата пласта заводнением по толщине, перераспределение объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Перед процессом проводят комплекс гидродинамических и геофизичеких исследований, в том числе с применением индикаторов. Для ограничения либо полного отключения воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы пласта или пропластка по толщине, обработки проводят с применением временно изолирующих материалов. Это могут быть суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и тому подобные. Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной, до обработки, приемистости обрабатываемого интервала пласта. В случае необходимости проводят работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых пропластов.
«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. К технологическим жидкостям для гидроразрыва пласта предъявляется немало требований. Прежде всего, большая протяженность трещин должна обеспечиваться минимально необходимым количеством жидкости. Ее вязкость должна гарантировать высокую несущую способность песка либо проппанта, достаточную для транспортировки и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин. Помимо этого, жидкость не должна снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта, должна легко удаляться из него после проведения процесса и обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачки. И еще два требования. Первое – жидкость должна обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью, чтобы обеспечить максимально возможную в конкретных геолого-технических условиях скорость нагнетания. Второе – обладание регулируемой способностью деструктуриваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не дающего расклинивающему материалу должным образом распределиться в трещине гидроразрыва. Основными технологическими параметрами для контроля за процессом гидроразрыва пласта следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, а также концентрацию песка либо проппанта в суспензии. «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. «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. «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. «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.
«Обработка призабойной зоны» ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбирают способ ОПЗ на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, что обязательно должно быть подтверждено исследованиями. Технологию и периодичность воздействия на призабойную зону пласта на конкретной скважине обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с общим проектом разработки месторождения и действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности. Однократное либо многократное воздействие на призабойную зону производят в однократных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 метров. При коэффициенте охвата отбором (т.е. нагнетанием) свыше 0,5 воздействуют на зону однократно. В случаях, когда отбором охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее, чем 0,5 осуществляют многократное, поинтервальное воздействие с использованием временно изолирующих материалов или оборудования. Для всех видов ОПЗ обязательны предварительное обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовка ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не может обеспечить работы по ОПЗ, например, с глубинным насосом, вначале поднимают это оборудование, а затем в скважину спускают колонны насосно-компрессорных труб и все необходимое. После проведения ОПЗ при депрессиях скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах, соответствующих режимам исследований скважин перед ОПЗ. 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). «Перевод скважин из одной категории в другую» Чтобы нефтяное месторождение осваивалось рационально, часто применяют метод перевода скважин на использование по другому назначению. Чаще всего это освоение скважин под нагнетательные, что повышает приемистость или под отбор технической воды. Реже, но тоже применяется перевод скважин в наблюдательные пьезометрические либо, при соответствующих условиях под нагнетание теплоносителя или воздуха. Напомним, что эти виды работ кодируются шифром КР-9. Перевод скважин из одной категории в другую осуществляется при полном и безусловном соблюдении комплекса мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки и освоения месторождений Скважины переводят на использование по другому назначению по плану, составленному цехом капитального ремонта скважин на основании «Заказа на производство капремонта». План должен быть утвержден нефтегазодобывающим предприятием. В этот план включаются следующие оценочные работы: определение герметичности эксплуатационной колонны, высоты подъема и качества цемента за колонной, наличие заколонных перетоков. Кроме того, необходимо оценить опасность коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб, снять кривую восстановления давления и определить коэффициент продуктивности скважины, а также характер распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД. Помимо этого, геофизическими методами оценивают нефтенасыщенность пласта, излив в коллектор жидкости глушения скважины в зависимости от текущей величины пластового давления или от остановки ближайшей нагнетательной скважины, а также оценивают освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту. Освоение скважины начинается с обработки призабойного пласта, которую проводят в зависимости от результатов исследований. Пласт дренируется самоизливом, с помощью СВАБа, штанговым глубинным или электрическим центробежным насосом. В зависимости от продуктивности пласта выбирают и комплектуют скважинное оборудование – какой тип и марка насосов будут применяться после перехода скважины в другую категорию. Скважину исследуют на предмет оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости. При освоении под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции верхнего или нижнего пласта по отношению к пласту, в который велось закачивание воды. На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее их сохранность и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры. Зарезку новых стволов в скважинах производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически не возможно или экономически нерентабельно. «Перевод на другие горизонты и приобщение пластов» Увеличение дебита скважины и притока всегда остается одной из основных задач нефтедобытчиков. В ряде случаев этого удается добиться путем перехода на другие горизонты и приобщения пластов. Происходит это в соответствии с проектом разработки месторождения и требованиями технологических схем. Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных пластов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты заключаются в отключении нижнего перфорированного горизонта и вскрытии перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном в 50-100 метров, удалении от нижнего, либо в непосредственной близости от него, над последним устанавливают цементный мост. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями. Для перехода на нижний горизонт, а также находящийся на достаточно большом расстоянии от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта. Отключают нижний перфорированный горизонт также методом тампонирования под давлением, засыпки песком или установки разбуреваемых пакеров самостоятельно, но может быть и в сочетании с цементным мостом. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае ее негерметичности, но в любом случае планируемая дипрессия на продуктивный горизонт должна составлять после ремонта более 5 МПа. При отсутствии поглощения, то есть высоком статическом уровне в скважине и герметичности цементного кольца применяют метод установки цементного моста. Засыпку песком производят при герм
|
