Капитальный ремонт скважин (стр. 3 из 5)
Примерно при таких же условиях используют и установку разбуриваемых пакеров.
При отключении нижнего горизонта путем тампонирования под давлением используют легко фильтрующиеся в трещины цементного кольца и поры пласта тампонажные материалы – при приемистости пласта до 2 кубометров (час * МПа), либо цементный раствор и его модификации – в случае приемистости более 2 кубометров.
Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от уже эксплуатировавшегося верхнего , проводят по технологии отключения верхних пластов. Для этого могут быть применены методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей или сочетание этих методов.
Тампонирование используется при нарушении герметичности цементного кольца между горизонтами и наличии признаков разрушения кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.
Если герметичность кольца сохраняется, а признаки разрушения в этом интервале отсутствуют, применяют металлические пластыри.
Сочетание тампонирования и применения пластырей используют, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.
При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.
8. «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.
9. «Общие положения по работам, связанным с капитальным ремонтом скважин»
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).
10. «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.