Роботипри ВРХ з інтенсифікації видобутку нафти - Особливості проведення капітального ремонту свердловин

Обробка привибійної зони пласта (ОПЗП)

1. ОПЗП проводять на всіх етапах розробки нафтового родовища для відновлення та підвищення фільтраційних характеристик ПЗП з метою збільшення продуктивності видобувних та прийомистості нагнітальних свердловин.

2. Вибір способу ОПЗП здійснюють на основі вивчення причин низької продуктивності свердловин з урахуванням фізико-хімічних властивостей порід пласта колектора і флюїдів, що їх насичують, а також спеціальних гідродинамічних і геофізичних досліджень з оцінки фільтраційних характеристик ПЗП.

3. ОПЗП проводять лише у технічно справних свердловинах, за умови герметичності експлуатаційної колони та цементного кільця, підтвердженої дослідженнями згідно з розділом "Дослідження свердловин" цього регламенту.

4. Технологію та методичність проведення робіт з впливу на ПЗП обґрунтовує геологічні та технологічні служби НГВУ "Жетибаймунайгаз", відповідно до проекту розробки родовища, діючих інструкцій (РД) та цього регламенту з окремих видів ОПЗП з урахуванням техніко-економічної оцінки їх ефективності.

5. Одноразове та багаторазове вплив на ПЗП роблять у таких випадках:

- в однорідних пластах, не розділених перемичками, товщиною до 10 м при коефіцієнті охоплення відбором (нагнітанням) понад 0,5 мають одноразовий вплив.

- у випадках, коли відбором (нагнітанням) охоплені не всі пропластки і при коефіцієнті охоплення менше 0,5 здійснюють багаторазовий (поінтервальний) вплив з використанням матеріалів, що тимчасово блокують (ізолюють) або обладнання.

6. Проведення підготовчих робіт для всіх видів ОПЗП обов'язкове та включає у своєму складі забезпечення необхідним обладнанням та інструментом,а також підготовку стовбура свердловини вибою та фільтра до обробки.

У свердловинах, якими підземне обладнання не забезпечує проведення робіт з ОПЗП (наприклад, обладнаних глибинним насосом) виробляють підйом підземного обладнання та спуск колони НКТ, а також іншого необхідного обладнання.

7. Після проведення ОПЗП досліджують свердловини методом відборів на режимах (при депресіях), що відповідають режимам дослідження свердловин перед ОПЗП.

8. Для очищення фільтра свердловини та привибійної зони пласта то різних забрудненнях, залежно від причин та геолого-технічних умов проводять наступні технологічні процеси:

- промивання піною або розчином ПАР;

- гідроімпульсні дії (метод змінних тисків);

- циклічні дії шляхом створення керованих депресій на пласт із використанням струменевих насосів;

- багато циклове очищення із застосуванням пінних систем;

- Вплив на ПЗП з використанням гідроімпульсного насоса;

- ОПЗП із застосуванням самогенеруючих пінних систем (СГПС);

- дії на ПЗП з використанням розчинників (бутилбензольна фракція, стабільний гас та ін.).

2) Карбонатні колектори, що не містять у своєму складі осадоутворювальних включень (сульфати, з'єднання заліза тощо) обробляють 10-16%-ною соляною кислотою.

3) Колектори, що містять осадоутворюючі включення, обробляють оцтової (10% мас.) або сульфамінової (10% мас.) кислотами.

4) При обробці карбонатних колекторів, що містять сполуки заліза, при використанні соляної кислоти додатково вводять оцтову (3-5%) або лимонну (2-3% мас) кислоти для попередження осадоутворення в розчині.

5) У тріщинних та тріщинно-поровихколекторах для глибокої (по простяганню) обробки використовують склади, що уповільнено впливають з карбонатами, на основі соляної кислоти-дисперсні системи типу емульсії та загущених розчинів:

- для приготування кислотної піни та нафтокислотної емульсії використовують ПАР (сульфанол, ОП-10 та ін.) та стабілізатор (КМЦ та ін.)

- для приготування загущеної кислоти розчин соляної кислоти (від 12 до 15% мас.) вводять від 0,5% до 3,0% мас. КМЦ або сульфітспиртової барди.

6) Обробка карбонатних колекторів у свердловинах з температурою від 100°С до 170°С виробляють з використанням гідрофобної кислотної емульсії. Зі спеціальним емульгатором діаміндіолеат, первинні аміни, алкілоламіду від 0,5% до 1% мас.

7) Обсяг та час витримування його в пласті залежно від виду впливу, рецептури застосовуваного складу та геолого-технічних умов (товщина, пористість та проникність пласта, вибійна температура, пластовий тиск) вибирають з таблиці.

8) Для обробки теригенних колекторів з карбонатністю менше 10% мас., а також у разі забрудненої ПЗП використовують глинокислотні розчини, що готуються з соляної (від 10% до 12% мас.) та плавикової (від 3% до 5% мас.) кислот . Допустимо використання замість плавикової кислоти кристалічного біфторидфториду амонію:

- Об'єм розчину при глинокислотній обробці обирають умови попередження руйнування пластових порід;

- при первинній обробці використовують від 0,3 м 3 до 0,4 м 3 розчину на 1 м розкритою перфорацією товщини пласта.

Таблиця 1.3.6 - Об'єм кислоти для ОПЗП залежно від проникності пласта-колектора та якості обробок

Одна два і більше

1) тривалість витримування кислотного розчину залежить від температури пласта. Притемпературі до 30°С до 60°С. З - від 1 год до 1,5 год;

2) при температурах понад 60? З час витримування кислотного розчину в пласті не регламентовано і залежить від часу повної нейтралізації (втрати активності) кислоти.

3) для обробки колекторів, представлених ангідритами, використовують соляно-кислотні розчини з добавками від 6% до 10% мас. азотнокислотного натрію;

4) У всіх випадках при проведенні кислотних обробок до складу розчину вводять інгібітор корозії відповідно до вимог РД 39-3-455-80 ("Методи захисту від корозії при кислотних обробках свердловин та нафтопромислового обладнання" - Грозний Север.Кав. НИПИнефть, 1981 );

5) Термохімічні та термокислотні обробки виробляють у колекторах в інтервалі температур від 15°С до 40°С:

- термохімічну обробку виробляють у вигляді комбінованого впливу на ПЗП, що складається з термохімічної та звичайної кислотної обробки під тиском;

- термохімічну обробку виробляють з використанням соляної кислоти та магнію або деяких його сплавів (МЛ-1, МА тощо);

- Для кислотних обробок використовують спеціальний насосний агрегат типу Азімаш-30. Кислоти транспортують у гумованих автоцистернах типу 4ЦА, 3ЦР або ЦР-20.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП)

1) ГРП застосовують для на щільні низько проникні колектори, і навіть при великому радіусі забруднення ПЗП. І тут створюють систему закріплених тріщин протяжністю від 10 м до 30 м.

2) Глибоко проникаючий гідророзрив пласта (ГГРП), довжиною від 50 м до 100 м. Виробляють у колекторах з проникністю менше 50Ч103 мкм.

3) У колекторах завтовшки понад 30 м процес проводять за технологією багаторазового поінтервального ГРП.

4) У свердловинах,спільно експлуатують багатопластові об'єкти, з метою на окремі об'єкти застосовують селективний ГРП.

5) З метою підвищення ефективності ГРП попередньо проводять щілинну гідропіскоструминну перфорацію (ГПП).

6) Технологічні рідини для ГРП повинні задовольняти наступним основним вимогам:

- за мінімальних витрат рідини забезпечувати формування тріщин великої протяжності;

- в'язкість рідини повинна забезпечувати високу несучу здатність піску та створення заданої розкритості тріщин;

- не знижувати проникність оброблюваної зони пласта;

- мати високу стабільність рідинної системи при закачуванні;

- легко видалятися із пласта після проведення процесу;

- як закріплювальні тріщини матеріалів на глибинах до 3000 м використовують фракціонований пісок за ТУ 39-982-84 або пропант-матеріал виготовлений за спец. технології (Україна, США)

7) Основними технологічними параметрами для контролю за процесом ГРП слід вважати: темп та обсяги закачування, гирловий тиск, концентрацію піску в суспензії.

Вплив тиском порових газів

1) Впливи на ПЗП пороховими газами здійснюють шляхом розриву пласта без закріплення тріщин у щільних низькопроникних колекторах (пісковики, вапняки, доломіти з проникністю від 0,100 мкл 2 до 0,050 мкл 2 і менше). Не допускається проведення розриву пласта вказаним методом у колекторах складених алевролітами, сильно заглінізованими пісковиками з прошарками глин, мергелів, алевролітів з оолітовими вапняками, а також пісками та слабо цементованими пісковиками.

2) Технологічний процес здійснюють з використанням порохових генераторів корпусного типу АСГ або герметичних без корпусних типу ПГДБКі не герметичних типу АДС:

- апарат АСТ 105К застосовують в обсаджених свердловинах з мінімальним (прохідним) діаметром 122 мм, при температурі 80°С та гідростатичним тиском від 1,5 МПа до 35 МПа.

- апарати типу ПГДБК застосовують в обсадних колонах з прохідним діаметром від 118 мм до 130 мм при температурах до 200 ° С і гідростатичних тисках до 100 МПа, а АДС відповідно до 100 ° С і 35 МПа Величина мінімального гідростатичного тиску становить відповідно ПГДБК-100, а АДС-3 МПа.

3) Спуск та підйом генераторів типу ПГДБК виробляють на броньованому каротажному кабелі зі швидкістю не більше 1 м/с у рідині та 0,5 м/с у газорідинному середовищі.

4) Під час проведення технологічного процесу гирло свердловини обладнають перфораційною засувкою чи фонтанної арматурою, а окремих випадках лубрикатором. Свердловину шаблонують. Замірюють довжину кабелю, прив'язки по каротажу. Заміряють гідростатичний тиск та вибійну температуру. Встановлюють генератор тиску проти інтервалу, що підлягає впливу або у безпосередній близькості до нього. Якщо інтервал обробки розкривають торпедуванням, тиск генератора встановлюють над зоною перфорації на відстані 1 м.

5) Після спуску генератора на задану глибину каротажний кабель закріплюють на гирлі свердловини.

6) При товщині пласта понад 20 м роблять багаторазове спалювання порових зарядів.

7) При дії на колектор, що складається з декількох пропластків, проводять по інтервальній і послідовній знизу вгору впливу на окремі пропластки після їх попереднього розкриття.

8) Для реєстрації максимального тиску, що створюється у свердловині, використовують крішерний прилад, який прикріплюють на кабелі біля кабельної головки.

---