Министерство по образованию РФ
Кафедра оборудования нефтяных и газовых промыслов
Отчёт по производственной практике

на тему: «Капитальнй ремонт скважин»
Краснодар 2010 г.

Капитальный ремонт скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин, консервация,
расконсервация, бурение

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.





Содержание
1. «Классификатор» капитальных ремонтов скважин……………………..
2. Исправление  смятого участка  колонны………………………………….
3. Изоляционные работы……………………………………………………….
4. Технология установки стального  пластыря……………………………..
5. Ликвидация аварий, допущенных в ходе эксплуатации или ремонта..
6. Извлечение оборванных труб………………………………………………
7. Перевод  на другие горизонты  и приобщение пластов…………………
8. Перевод  скважин из одной  категории в другую………………………...
9. Общие  положения по работам, связанным с капитальным  ремонтом скважин…………………………………………………………………………...
10. Обработка  карбонатных и  терригенных коллекторов……………….
11. Гидропескоструйная перфорация………………………………………...
12. Термообработка призабойной зоны пласта……………………………..
13. Воздействие  на призабойную зону пороховыми газами………………
14. Выравнивание профиля  приемистости в нагнетательных

скважинах……………………………………………………………………….
15. Консервация  и расконсервация скважин………………………………





  1.
«Классификатор» капитальных ремонтов скважин. 

     К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению  нефтеотдачи пластов относятся:

• ремонтно-изоляционные  (шифр КР-1);
• устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);
• устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);
• переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);
• внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).
• Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,
• КР-7 – с обработкой призабойной зоны;
• КР-8 – исследование скважин;
• далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),
• ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)
• и, наконец, консервация и расконцервация  скважин (КР-11).
• Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

     К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся  следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.

       В этот раздел входит также  исправление негерметичности цементного  кольца, что должно служить снижению  обводненности продукции при  сокращении или увеличении дебита  скважины. Правда, подтвердить, что  эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.

     Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений  на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором. 

     Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием,  установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.

      

     Прохождением  шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны  в интервале работ фрезером характеризуется  выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в  процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ  по ликвидации  аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин.  

     Шифр  КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.

      

     Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и  увеличение или сокращение объемов  закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним  относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров- отсекателей. Зарезка двух стволов скважин, бурение цементного стакана, бурение и оборудование шифров и  артезианских скважин также служат повышению производительности. Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6). 

     Увеличения  продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью т.н. обработки  призабойной  зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

     В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны.

     В классификаторе все они идут под  шифром КР-7.  

     К капитальному ремонту скважин относят  специалисты и их исследование характера  насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также  оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном  режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения. 

     Достижению  приемистости, оговоренной в плане  служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного  притока – перевод скважин  под отбор технической воды. Эти  работы обозначаются шифром КР-9.

     Обеспеспечение  или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10). 

     К комплексу работ по обработке  призабойной зоны относится еще  и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов. 

     Сюда  же относится инициирование и  регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных  и приемистости нагнетательных скважин. 

         

    2.  «Исправление  смятого участка  колонны» 

     Одним из наиболее распространенных повреждений  является смятие участка эксплуатационной колонны. Исправление его производят с помощью  набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

     Диаметр первого спускаемого оправочного  инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке  смятия, а последующего – увеличен на 3-5 мм. 

     Исправление смятого участка с помощью  оправочных  долот производят при  медленном проворачивании их не более  чем на 30 градусов. Осевая нагрузка при этом выбирается в зависимости  от диаметра обсадных и бурильных  труб. Соотношение таково: при диаметре обсадной колонны в 114 мм осевая нагрузка колеблется в интервале от 5 до 10 кН; 127-146 мм – от 10-20; 168 мм – от 10 до 40; 219 мм – от20 до 50 и, наконец, при 245 мм – от 30 до 50 кН. 

     Аналогичные соотношения имеют и осевые нагрузки к диаметру бурильных труб. Если он составляет 60 или 73 мм – от 10 до 20, 89 – от 10 до 40, 114 – от 20 до 50 и 140 мм – 30-50 кН. 

     Испрвление  смятого участка обсадной колонны  с использованием грушевидных фрезеров производят также при медленном  проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с теми показателями, которые мы только что рассматривали. При этом нужно учесть, что не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковых поверхностях. 

     Контролируют  качество работ по исправлению смятия участка колонны с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой  печати или специального шаблона.  

     3.
«Изоляционные работы» 

     Изоляционные  работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр. Второй способ – с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта.

     Порядок выполнения работ и в том, и  в другом случае одинаков – скважина глушится, в нее спускают насосно-компрессорные трубы с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым). При отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов. Имеется в виду, что ствол скважины заполняют  в интервале от искусственного забоя до отметки на полтора-два метра ниже подошвы отключаемого пласта-песком, глиной или вязкоупругим составом, либо устанавливают цементный мост или взрыв-пакер.

      

     Затем производят гидроиспытание НКТ или  НКТ с пакером, определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее шести десятых кубометра в час, проводят обработку по увеличению приемистости изолируемого интервала (например,обработку соляной кислотой).

     После  этого выбирают тип и объем  тампонажного раствора, приготавливают его и закачивают под  давлением в заданной интервал. Скважину оставляют на ОЗЦ, срок которого определяют в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечению срока проверяют мост и проводят гидроиспытания эксплуатационной колонны. 

     При необходимости колонну дополнительно перфорируют в интервале продуктивного пласта.

      

     Если  отключаются верхние и промежуточные  пласты, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, то после тампонирования под  давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

     При работах по ограничению водопритоков и использовании тампонажных  составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими  жидкостями и селективно отверждающихся в них, составы закачивают через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же, по необходимости, используют пакеры. 

     Работы  проводят в соответствии с регламентом  применения конкретных изоляционных составов. 

     Ремонт  методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняется с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе. 

    4.  «Технология установки стального  пластыря» 

     Технология  установки стального пластыря в  обсадной колонне в общем виде следующая: на устье скважины собирают дорн с продольной гофрированной трубой. Его спускают на насосно-компресорных_ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны.

       Затем соединяют нагнетательную  линию со спущенной колонной труб, создают давление с помощью насоса цементированного агрегата и производят запрессовку пластыря. После этого пластырь приглаживают дорнирующей головкой при избыточном давлении в 12Мпа не менее 4-5 раз. Не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну. При необходимости повторяют приглаживание.

     После подъема колонны с дорном осваивают  скважину и вводят ее в эксплуатацию по утвержденному плану.

     Оценивают качество работ в соответствии с  требованиями  действующей инструкции. 

     5.
«Ликвидация аварий, допущенных в ходе эксплуатации или ремонта» 

     Скважина  – достаточно сложное техническое  устройство, и как бы аккуратно  не велись работы на ней, вероятность  аварий существует. Если это произошло, то прежде всего требуется извлечь  из скважины оборудование либо очистить забой ствола от металлических предметов. 

     Затем составляется план ликвидации аварий. В нем предусматривают меры, предупреждающие  возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. План согласуют с противофонтанной службой, а после этого его утверждает главный инженер предприятия.

     Ликвидацию  аврий в соответствии с этим согласованным  и утвержденным планом производят под  руководством мастера по сложным  работам при участии мастера  по ремонту скважин. 

     В зависимости от вида аварий на скважину доставляют комплекты ловильных  инструментов, печатей, специальных  долот, фрезеров и тому подобное. Работы по ликвидации аварий производят с  соблюдением ряда общих правил. 

 При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных    труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

     При расхалаживании прихваченных насосно-компрессорных  труб нагрузки на них и подъемное  оборудование не должны превышать допустимый предел прочности, который должен быть определен в специальном плане.

     Освобождение  прихваченного инструмента с  применением взрывных устройств  – торпед,  детонирующих шнуров и  т. п., также проводят  по специальному плану , согласованному с геофизическим  предприятием. 

     При  установке ванн – нефтяной, кислотной, щелочной или водяной – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое. Если есть вероятность снижения или уже происходит снижение гидростатического давления ниже пластового, то работы по расхаживанию насосно-компрессорных труб проводят с герметизированным затрубным пространством, соблюдая специальные меры безопасности. 

    6.  «Извлечение оборванных труб» 

     Извлекают оборванные насосно-компрессорные  трубы из скважины, последовательно  осуществляя следующие операции: вначале спускают свинцовую печать и определяют состояние  оборванного конца трубы, а затем, в зависимости от характера обрыва – это может быть разрыв, смятие, вогнутость краев и так далее – спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы. 

     Прихваченные  цементом трубы вначале отворачивают до цемента и поднимают свободные  трубы на поверхность. Зацементированный  участок обуривают трубным или  кольцевым фрезером,причем длина  его с напрвлением должна быть не менее 10 метров. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН., причем и фрезерование, и отворот труб нужно рассчитать так, чтобы конец остающейся в скважине трубы обязательно был отфрезерован.

     Вырезание бурильный, а также насосно-компрессорных  труб диаметром 73 мм производят при  помощи наружных труборезов, НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними   труборезами, а обсадные трубы – внутренними  труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. 

     Отдельные предметы из скважины извлекают после  предварительного обследвания свинцовыми печатями характера и места их нахождения. Возможно применение труболовок, колокола, метчиков, овершота, магнитных  фрезеров и фрезеров-пауков.

       Ловильные работы обязательно  проводят с промывкой скважины. Если предмет не удается захватить  целиком и извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на  мелкие куски, которые потом  захватывают ловильными инструментами  и поднимают на поверхность.

     Канат, кабель и проволоку можно извлечь  с помощью удочки, крючка и т.п. 

     Необходимо  помнить лишь одно простое правило  – все спускаемые в скважину ловильные  инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать  диаметра шаблона для размера соответствующей обсадной колонны. 

     Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба  нефтегазодобывающего предприятия  по согласованию с геологической  службой и Госгортехнадзором  России. В особо ответственных  случаях это решение утверждает руководство предприятия. 

    7.  «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 герметичности  кольца, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5МПа  и небольшой глубине искусственного забоя. «Небольшая» – это значит 10-20 метров ниже отключаемого горизонта. 

     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. 

     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. 

    11.  «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. 

    12.  «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. 
 

    13.  «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. 

     «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.

        

           14. «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. 

     15.
«Консервация  и расконсервация скважин» 

     Освоение  и разработка нефтяных месторождений  – прцесс 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.

                                                                                                                                                       

      

Список литературы



В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.— М.: Недра, 1985, 208 с.

Лаврушко
П.Н., Подземный ремонт скважин, М., 1961. 

Аветисов
А.Г., Кошелев А.Н., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных
и газовых скважин.-М.: Недра, 1981.-200 с.