Технология капитального ремонта скважин

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 - Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

	Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта
Количество	Тип коллектора
Обработок	Поровый
	Малопроницаемый	Высокопроницаемый	Трещинный
Одна Две и более	0.4-0.6 0.6-1.6	0.6-1.0 1.0-1.5	0.6-0.8 1.0-1.5

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 эолитовыми 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.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС -- до 100 "С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС -- 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях -- лубрикатором.

Скважину шаблонируют.

Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.

Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30--50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

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

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982--94, свыше 2400 м -- искусственные 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.

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

k 10-3 мкм2	100	10	1	0.5	0.1	0.05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

легко удаляться из пласта после проведения процесса;

обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать

темп и объемы закачки,

устьевое давление,

концентрацию песка (пропанта) в суспензии.

В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление,

МПа -<20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса прочности -1,5 1,4 1,3 1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов .

Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

Консервация и расконсервация скважин

Общие положения

Консервацию скважин производят в соответствии с РД [12].

Консервацию скважин производят с учетом возможности повторного ввода ее в эксплуатацию

или проведения в ней ремонтных или других работ.

Работы по консервации и расконсервации скважин осуществляют по индивидуальным планам предприятия, которые согласуют с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по ликвидации и предупреждению открытых фонтанов и утверждаются предприятием.

При наличии межколонных проявлений до начала работ по консервации проводят соответствующие ремонтно-восстановительные работы по специальным планам.

Консервация скважин

Консервацию нефтяных скважин осуществляют в соответствии с требованиями действующих инструкций. Цементные мосты не устанавливают.

Устье консервированной скважины ограждают. На ограждении крепят табличку с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.

Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхнюю часть ствола на глубину 30 м заполняют незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть и т.п.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.

Проверку состояния скважин, находящихся в консервации, проводят не реже одного раза в квартал с соответствующей записью в специальном журнале.

По окончании консервационных работ составляют акт по установленной форме.

Расконсервация скважин.

Прекращение консервации (расконсервацию) скважин производят по согласованию с органами Госгортехнадзора.

Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

устанавливают штурвалы на задвижки фонтанной арматуры;

разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

снимают заглушки с фланцев задвижек;

подвергают фонтанную арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующем условиям эксплуатации;

промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после оборудования устья производят ее освоение и ввод в эксплуатацию;

при наличии в скважине цементного моста последний разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают в колонну НКТ и другое подземное оборудование и после оборудования устья скважину осваивают.

Эксплуатация насосно - компрессорных труб

Насосно - компрессорные трубы используют при выполнении различных работ, связанных с освоением, эксплуатацией скважин и их ремонтом.

Колонна НКТ:

Обеспечивает подачу на поверхность извлекаемого из пласта углеводорода

Обеспечивает закачку в пласт воды или других рабочих агентов

Предохраняет от абразивного износа э/колонну при подъеме пластовых флюидов

Предотвращает образование песчаных пробок в скважине, так - как высокая скорость истечения по НКТ позволяет производить вынос песка на поверхность.

НКТ используют для выполнения различных работ по капитальному и текущему ремонту скважин.

Конструкция колонн НКТ предусматривается в комплексных проектах на разработку месторождений с учетом конкретных условий.

Диаметр НКТ определяется исходя из дебитов скважины, обеспечения наименьших энергетических затрат на транспортировку флюида на поверхность; тип резьбовых соединений - из требований создания герметичности колонны, глубины их спуска, величины пластового давления.

Конструкции колонн НКТ на мелких скважинах - одноразмерные, состоят из труб одного диаметра, что облегчает работы по спуско - подъему, позволяет использовать минимум инструмента и сократить число переводников.

В глубоких скважинах применяют более сложные колонны, состоящие из труб разных диаметров, толщин стенок и групп прочности стали.

НКТ выпускаются согласно ГОСТ 633 - 80, который предусматривает их исполнения А и Б

Исполнение А (повышенной точности) четырех конструкций:

Гладкие и муфты к ним

С высаженными наружу концами и муфты к ним (тип Б)

Гладкие высоко герметичные и муфты к ним (тип НКМ)

Безмуфтовые высоко герметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ)

Трубы всех типов исполнения А изготовляются длиной 10 метров с предельным отклонением плюс - минус 5%.

Трубы всех типов исполнения Б изготовляются двух групп длин: от 8.5 до 10 м ; от 5.5 до 8.5м. Это позволяет комплектовать свечи при работе на подъемном агрегате с полатями верхового рабочего.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений, предотвращения задиров и заедания резьб необходимо применять следующие типы смазок:

Р - 402 (ТУ 38 - 101 - 708 - 78) предназначена для труб, работающих на скважинах с температурой до 200С. Смазка свободно наносится на резьбы при температуре -30С. Ее состав : жировая основа - 36%, графитовый порошок - 20%, свинцовый порошок - 28%, цинковая пыль - 12%, медная пудра - 4%

Р - 2 (ТУ 38 - 101 - 332 - 76) предназначена для труб, работающих на скважинах с температурой до 100С. Смазка свободно наносится на резьбы при температуре -5С. Ее состав : жировая основа - 37%, графитовый порошок - 18%, свинцовый порошок - 29%, цинковая пыль - 12%, медная пудра - 4%.

Для высоко герметичных резьбовых соединений (НКБ, НКМ) рекомендуется применять смазки Р - 113 или Р - 416.

Смазку следует наносить с помощью шпателя на участок шириной 20 - 25 мм на поверхность муфты и ниппеля.

Ориентировочный расход смазки на одно соединение:

Условный диаметр трубы (мм)	60	73	89	102	114
Расход смазки (г)	15	20	30	35	40

На герметичность соединений значительное влияние оказывает момент свинчивания



Условный диаметр трубы (мм)	60	73	89	102	114
Момент свинчивания (Н м)	780	1200	1680	2300	2580

Аварии с НКТ могут происходить из - за наличия заводских дефектов в трубах и неправильной их эксплуатации. Тщательная подготовка труб к спуску в скважину, соблюдение правил эксплуатации и своевременное проведение профилактических мероприятий значительно увеличит срок службы НКТ и обеспечит безаварийную работу на скважине.

НКТ, как новые, так и бывшие в употреблении, при подготовке к спуску подвергаются тщательной проверке. Этот процесс включает в себя:

Визуальный контроль

Инструментальный контроль линейных размеров

Контроль качества резь (ниппель / муфта)

Дефектоскопию и толщинометрию

Гидравлическое испытание труб

Поверхностное покрытие труб

Подготовка НКТ к эксплуатации производится на трубных базах.

Доставленный на скважину комплект НКТ следует проверить на соответствие его паспорту и плану работ.

Для предупреждения механического повреждения тела трубы плашками клинового захвата необходимо, чтобы они были хорошо подогнаны, коэффициент охвата им был не менее 0.7.

С целью равномерного износа резьбовых соединений и тела НКТ необходимо время от времени производить СПО НКТ вразрез. Поднимать трубу следует плавно, без рывков и переходов с одной скорости на другую. Отвинченную трубу следует поднимать после полного выхода ниппеля из муфты.

Не допускается нанесение ударов молотка по муфте для облегчения развенчивания.

Размещено на Allbest.ru