УСТРАНЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ РАБОТАХ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром РД 2.1-140-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6   ..

 

 

  • 13

    УСТРАНЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ РАБОТАХ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


     

    13.1 Общие положения


     

        1. Выбор метода, технологии и материалов для восстановления герметичности эксплуатационной колонны проводится на основании результатов обследования колонны печа-

          тями и комплекса геофизических и гидрогазодинамических исследований в зависимости от вида, местоположения и количества дефектов в эксплуатационной колонне.

        2. Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования) [18].

        3. Для восстановления герметичности резьбовых соединений применяется метод тампонирования колонны под давлением с использованием специальных составов.

          13.1.3.1 Для герметизации верхней части эксплуатационной колонны, резьбовые соединения которой были смазаны неполимеризующейся смазкой, при отсутствии цементного камня за колонной применяется метод довинчивания колонны.

        4. При достоверно установленном месте дефекта эксплуатационной колонны применяется метод установки гофрированного пластыря [18].

        5. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

    • замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

    • метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

    • обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

    • по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны [18].


       

      13.2 Устранение негерметичности тампонированием


       


       

      газом.


       

          1. Проверяется герметичность уплотнений колонной головки путем опрессовки


             

          2. Проводят исследование скважины, определяют время восстановления давления

            в межколонном пространстве.

            Глушат скважину и следят за изменением дебита постоянного притока газа из межколонного пространства. Продолжение межколонных газопроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметичному заколонному пространству.

            Если межколонные газопроявления прекратятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно.

          3. Шаблонируют обсадную колонну полномерным шаблоном.

          4. Проводят геофизические исследования: ГК+НГК, обязательно для сравнения с фоном; шумометрию, акустику, локатор, проверку технического состояния эксплуатационной колонны и т.д. По результатам газодинамических и геофизических исследований принимается решение о проведении дальнейших работ или о продолжении исследований.

          5. Перекрывают интервал перфорации песчаной пробкой, цементным мостом или взрыв-пакером.

          6. Устанавливают цементный мост на расстоянии от 100 до 200 м ниже предполагаемого интервала негерметичности.

          7. После 24 ч ОЗЦ проверяют прочность моста разгрузкой не менее 10 % веса НКТ после предварительной промывки головы моста в течение 1 цикла с расходом не менее 5-6 л/с.

          8. Опрессовывают колонну водой и снижением уровня, фиксируют величину снижения давления в течение 30 мин и притока в течение 8 ч.

          9. Производят поиск негерметичности резьбовых соединений. Местоположение каналов утечки флюидов определяют способом поинтервальной опрессовки колонны сжатым газообразным агентом или жидкостью с вязкостью ниже вязкости промывочной жидкости, или геофизическими методами.

          10. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

          11. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

          12. Использование цементных растворов запрещается.

          13. Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель.

          14. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят в соответствии с действующими нормативными документами по повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн.

          15. При неустановленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или с остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству [18].

          16. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн тампонированием осуществляют, если замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны.

          17. При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м [18].

          18. При приемистости дефекта колонны более 3 м3 / (чМПа) предварительно про-

            водят работы по снижению интенсивности поглощения [8].

          19. При приемистости 0,5 м3 / (чМПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы в соответствии с действующими нормативными документами по ремонту крепи скважин.

          20. При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны не удаляют [18].

          21. На период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60 %, достигнутого при продавливании тампонажного раствора [18].

          22. По окончании ОЗЦ цементный мост разбуривается, колонна шаблонируется, на зону дефекта устанавливается стальной гофрированный пластырь.

          23. К разбуриванию цементного моста в зоне дефекта колонны приступают не ранее чем через 96 ч после окончания тампонажных работ.

          24. Оценка качества работы:

      • при испытании отремонтированного интервала газом межколонные давления должны отсутствовать;

      • для определения показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин [18].


         

        13.3 Герметизация резьбовых соединений путем докрепления их в скважине


         

            1. Метод дополнительной герметизации колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания (доворота) ее в скважине применяется для герметизации верхней части эксплуатационной колонны, резьбовые соединения которой были смазаны неполимеризующейся смазкой и при отсутствии цементного камня за колонной. Метод применяется после определения остаточной прочности колонны.

            2. Подготовительные работы

              1. Перед проведением работ скважина должна быть заглушена, над зоной перфорации установлен цементный мост, устьевое оборудование демонтировано.

              2. Испытывают колонну на герметичность.

              3. Определяют длину неприхваченной или незацементированной части колонны.

            3. Колонну разбивают на секции длиной не более 100 м.

            4. Довинчивание начинают при полностью разгруженной колонне, затем постепенно, выбирая вес по намеченным ступеням и повторяя при этом довинчивание, доводят нагрузку на крюке до веса свободной части колонны. При довинчивании на каждой ступени через каждые 0,5 – 1 оборота необходимо разгружать колонну и корректировать показания индикатора веса.

            5. Довинчивание колонны на каждой ступени проводят импульсными поворотами ротора до тех пор, пока при снятии крутящего момента верхняя труба, которая была повернута на расчетный угол, не повернется назад на этот же угол.

            6. Работы по 13.3.4 повторяют 2-3 раза.

            7. Плавно разгружают колонну, а затем снова выбирают вес до первоначального значения.

            8. Повторно осуществляют довинчивание, разгружая колонну по тем же ступеням до полного снятия нагрузки с талевой системы.

        По сопоставлению результатов испытания на герметичность до и после операции по довинчиванию резьбовых соединений проводится оценка эффективности работ.


         

          1. Устранение негерметичности установкой стального гофрированного пластыря


             

            1. Восстановление герметичности эксплуатационной обсадной колонны установкой стандартного стального продольно-гофрированного пластыря с толщиной стенки 3 мм может быть произведено при ожидаемом избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 МПа [18].

            2. Работы по установке пластыря выполняются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов по ремонту обсадных колонн стальными пластырями. Предусматривается следующая последовательность операций.

            3. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

            4. В обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации устанавливается цементный мост или взрыв-пакер.

            5. При работе используют комплект бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спускаемых до ремонтируемого интервала. Бурильные трубы должны быть опрессованы водой на давление не менее 20 МПа при одновременном шаблонировании их шаром диаметром не менее 36 мм.

            6. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны.

            7. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком.

            8. Производят шаблонирование обсадной колонны специальным шаблоном. Диаметр шаблона должен быть на 2 – 3 мм меньше внутреннего диаметра колонны и длиной не менее 400 мм.

            9. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

            10. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с 13.4.7 – 13.4.9.

            11. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных стальных труб производят на базе производственного обслуживания. Транспортирование дорна производят в собранном виде.

            12. Дорн должен быть оборудован клапанами для циркуляции жидкости.

            13. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости – удлиненные сварные.

            14. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

            15. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

            16. Установка стального пластыря в обсадной колонне проводится в следующей последовательности:

      • «дорн» с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

      • соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб и с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;

      • производят раскатку пластыря дорнирующей головкой не менее 4-5 раз с постепенным увеличением давления до 12 МПа;

      • не извлекая «дорн» из скважины, опрессовывают колонну, при необходимости раскатку повторяют, повышая давление до 18 – 20 МПа;

      • поднимают колонну труб с «дорном», осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

          1. Эффективность оценивается по сопоставлению результатов испытания на герметичность до и после проведения работ.

          2. Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением.

            Опрессовка колонны производится в соответствии с «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность» [44].


             

        1. Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра


           

          1. Дополнительная колонна может быть сплошной, с подвеской на устье либо быть в виде «хвостовика». В этом случае ее верхний и нижний концы оборудуются специальной направляющей воронкой, а спуск колонны производится на бурильных трубах, соединенных с колонной посредством разъединителей различных типов.

          2. Интервал фильтра отсекается песчаной пробкой и цементным мостом.

          3. Производится шаблонирование эксплуатационной колонны специальным шаблоном.

          4. Спускают колонну или «хвостовик» до кровли цементного моста и цементируют ее.

          5. После ОЗЦ отвинчивают колонну бурильных труб, извлекают ее из скважины.

          6. Определяют высоту подъема раствора за спущенной обсадной колонной.

          7. Проводят испытание на герметичность.

          8. Шаблонируют колонну, «хвостовик».

          9. Деблокируют интервал перфорации продуктивного пласта.


             

        2. Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны


           

          1. Поврежденная часть колонны заменяется в случае, если место дефекта расположено выше башмака технической колонны и уровня цементного кольца в межколонном пространстве.

          2. Верхняя часть колонны на 5-6 м выше дефекта обрезается труборезкой или с помощью освобождающейся труболовки отворачивается в первом резьбовом соединении над дефектом и извлекается из скважины.

          3. При помощи освобождающейся труболовки отворачивается и извлекается поврежденный участок колонны.

          4. Техническая колонна шаблонируется.

          5. Спускается эксплуатационная колонна. В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны обсадных труб устанавливается конусная пробка, которая после соединения труб разбуривается.

          6. После свинчивания колонна проверяется под растягивающей нагрузкой от

            60 до 70 % ее массы.

          7. Эксплуатационная колонна опрессовывается.


       

      14 ПЕРЕХОД НА ДРУГИЕ ГОРИЗОНТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


       

      14.1 Общие положения


       

        1. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляется в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки месторождений [8].

        2. Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки газонефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами [18].


           

          14.2 Переход на выше8 и нижележащие горизонты эксплуатации


           

          1. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот [8].

          2. При возврате на нижележащие горизонты проводится обследование эксплуатационной колонны. Обнаруженные дефекты ликвидируются.

          3. Для перехода на верхний горизонт над нижним горизонтом устанавливают цементный мост. Особое внимание уделяется изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды.

          4. Когда возвратный горизонт находится на незначительном удалении от оставляемого объекта, изоляцию последнего необходимо производить заливкой под давлением через существующие отверстия фильтра.

          5. Когда возвращаемый горизонт находится на значительном удалении от оставляемого объекта, можно создавать цементный стакан заливками без давления.

          6. Работы по изоляции верхних продуктивных пластов ведутся в соответствии с 12.2. Тампонажные материалы выбираются в зависимости от геологической характеристики пласта.

          7. Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта [18].

          8. Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации изолируемого горизонта.

          9. Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности изолируемого горизонта [18].

          10. При производстве возвратных работ скважина испытывается на герметичность опрессовкой и снижением уровня.


       

      14.3 Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом


       

          1. Рекомендации по приобщению дополнительных продуктивных горизонтов к основному в процессе эксплуатации месторождения (залежи) приводятся в проектах разработки и доразработки или коррективах к ним на основании материалов авторского сопровождения или анализа разработки.

          2. Приобщение продуктивных горизонтов к эксплуатационным объектам может осуществляться также на основе дополнительных предложений недропользователя, согласованных с организацией-генпроектировщиком, федеральной службой по технологическому надзору и утвержденных в ОАО «Газпром».

          3. Для приобщения нового продуктивного горизонта необходимо соблюдение следующих условий:

            • качественный цементный камень за колонной должен находиться не менее чем на 500 м выше приобщаемого пласта и надежно его перекрывать;

            • эксплуатируемая скважина после приобщения нового пласта не прекращает работать и по основному горизонту (пласту);

            • приобщение горизонта не должно приводить к преждевременному (ранее основного пласта) обводнению эксплуатируемой скважины вследствие поступления пластовой воды из приобщенного интервала.

          4. До приобщения нового продуктивного горизонта на скважине проводятся следующие исследования:

      • определяются эксплуатационные характеристики разрабатываемого объекта;

      • путем глубинных гидродинамических или промыслово-геофизических исследований измеряются текущие пластовые давление и температура в основном и в приобщаемом пластах;

      • проводится анализ характеристик основного и дополнительного пластов;

      • определяется качество крепления эксплуатационной колонны.

        14.4 Перфорация в газовой и пенной среде


         

            1. Перфорация в газовой среде

              1. Перфорацию в газовой среде целесообразно проводить в сухих газовых скважинах, так как не кольматируется продуктивный пласт и вся операция проводится без глушения.

              2. Перфорация скважины проводится в том случае, если башмак НКТ, оборудованный воронкой, установлен на 3 – 5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта.

              3. Схема обвязки устья скважины приведена в приложении Т. Через лубрикатор в скважину по НКТ спускаются на кабеле до заданной глубины разрушающиеся перфораторы ПР-54 или ПР-43.

              4. На время прострелочных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

              5. При расчетном избыточном давлении газа из шлейфа производится необходимое число спусков перфоратора для запланированной плотности перфорации.

              6. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1-2 ч отрабатывается на факел, затем по результатам отработки подключается к коллектору для эксплуатации.

            1. Если скважину необходимо глушить, то перфорацию целесообразно проводить в пенной среде

              1. Проводится глушение скважины в соответствии с 7.3.

              2. Осуществляется демонтаж фонтанной арматуры и подъем НКТ.

              3. Устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием согласно схеме для данного вида работ.

              4. В скважину на заданную глубину спускается перфоратор выбранного типа, производится прострел и осуществляется подъем перфоратора.

              5. Производится спуск в скважину НКТ, устье скважины оборудуется ФА.

              6. Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной согласно 9.2.


         

        15 РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


         

        15.1 Исправление смятия обсадной колонны


         

            1. Перед началом работ по исправлению обсадной колонны устанавливаются причины и параметры смятия.

            2. Ниже интервала смятия устанавливается цементный мост.

            3. Интервал смятия обсадных колонн исправляют оправками, оправочными долотами и грушеобразными фрезами. Каждый из инструментов применяют в случае неэффективности предыдущего.

            4. Работы по исправлению дефектов в колонне следует начинать инструментом, диаметр которого на 4-5 мм больше минимального диаметра в смятой части колонны.

            5. При работе используется набор каждого инструмента с постепенно увеличивающимися наружными диаметрами с шагом 3-5 мм.

            6. При работе оправками проворачивание инструмента чередуют с короткими ударами по смятому месту.

            7. Работа оправочными долотами проводится при частоте вращения ротора 40-80 об/мин и интенсивности промывки 4 – 5 л/с.

            8. Осевая нагрузка на долото выбирается согласно данным табл. 15.1.


               


               

              Осевая нагрузка на оправочный инструмент

              Таблица 15.1


               


               

              image


               

            9. При значительных смятиях обсадной колонны ее исправление осуществляется путем фрезерования грушевидным или колонным фрезером с последующей изоляцией дефекта в колонне. Смятие считается значительным, если длина смятого участка составляет более трех диаметров колонны, а внутренний диаметр сузился до 0,8 его номинального значения.

            10. Применение фрезеров с твердосплавными наплавками на его боковой поверхности не допускается.

            11. Контроль качества работ производится с помощью специального шаблона [18].

            12. Выправленный участок изолируется:

      • тампонированием под давлением;

      • установкой металлических пластырей;

      • спуском дополнительной колонны или летучки.

        15.2 Исправление слома обсадной колонны


         

            1. При сломах обсадной колонны ее исправление осуществляется путем фрезерования грушевидным или колонным фрезером с последующей изоляцией дефекта в колонне.

            2. Слом незацементированной части обсадной колонны ликвидируют путем замены неисправных труб новыми в соответствии с 13.6.


         

        16

        ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА ОБРАБОТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА СКВАЖИНЫ (ОАО «ГАЗПРОМ»)


         

        16.1 Общие положения


         

            1. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией и под руководством ответственного инженерно-технического работника. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

            2. При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

            3. Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам процесса.

            4. Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

            5. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

            6. Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

              Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

            7. Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещается.

            8. На период тепловой и комплексной обработки вокруг устья скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.

            9. Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключать возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

            10. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных устройствах) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.

            11. Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сборную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.

            12. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.


         

        16.2 Кислотная обработка призабойной зоны скважины


         

            1. Кислотная обработка скважин должна осуществляться специально подготовленной бригадой под руководством инженерно-технического работника.

              До начала работ бригада, производящая работы, должна пройти инструктаж по технике безопасности. Инструктаж проводит руководитель работ.

            2. На напорных линиях и на заливочной (гидроразрывной) головке должны быть установлены обратные клапаны.

            3. Для замера и регистрации давления закачки к заливочной головке должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные при помощи импульсных трубок на безопасное расстояние. Применяемые манометры должны иметь такую шкалу, чтобы при ожидаемом давлении процесса стрелка находилась в средней трети шкалы.

            4. Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

            5. Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

            6. Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с [8].

              Во время закачки и продавки жидкости при кислотной обработке или гидрокислотном разрыве присутствие людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Пуск в ход агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных с непосредственным выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны.

            7. Рабочие места лиц, осуществляющих процесс закачки и находящихся на агрегатах, должны быть защищены надежными оградительными устройствами.

            8. Перед отсоединением трубопроводов от заливочной (гидроразрывной) головки следует закрыть краны на головке и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. По окончании процессов кислотной обработки или гидрокислотного разрыва все оборудование и коммуникации должны быть тщательно промыты водой.

            9. При проведении кислотной обработки аэрированными растворами следует установить обратные клапаны и манометры на воздухопроводе и нагнетательной линии насоса.

            10. Транспортировка к скважине небольших количеств ингибиторов, ПАВ, уксусной кислоты, необходимых для обработки соляной кислоты, допускается в металлических бочках и стеклянных бутылях. Бутыли с кислотами должны храниться, перевозиться и переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

              Транспортировка и хранение плавиковой (фтористоводородной) кислоты осуществляются в специальных сосудах из эбонита, пластмасс, свинца.

            11. На крыше мерника (емкости), используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров.

            12. Слив кислоты из емкости в емкость (мерник) должен быть механизирован.

              При приготовлении водного раствора соляной кислоты (кислота вливается в воду, а не наоборот).

            13. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения [18].

            14. Для выливания кислоты (плавиковой, уксусной) из сосудов, бутылей в мерник (емкость) должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами.

            15. Работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой или щелочью (костюмы суконные, фартуки прорезиненные, сапоги резиновые, перчатки резиновые, защитные очки).

              При работе с плавиковой кислотой необходимы защитные очки из органического стекла. При работе с концентрированными кислотами необходим фильтрующий промышленный противогаз марки В.

            16. На месте проведения работ должны быть необходимый запас чистой воды для смыва кислоты, щелочи или ингибитора в случае попадания последних на кожу или одежду, запас нейтрализующих средств и средств для оказания первой помощи. На все время проведения работ на скважине должна находиться дежурная автомашина.

            17. Выбор скважин и технологии кислотной обработки пласта проводится на основании данных:

      • надежности конструкции скважины;

      • геофизических исследований;

      • коллекторских свойств пласта;

      • анализа профиля приемистости и продуктивности пласта;

      • свойств бурового раствора и спецжидкости, примененных при вскрытии и глушении продуктивного пласта;

      • толщины пласта-коллектора;

      • расстояния скважины до контура питания и от нижних дыр перфорации до газо-водяного контакта;

      • величины пластового давления и остаточных запасов газа;

      • величины пластовой температуры;

      • количества предыдущих обработок, объемов закачанной кислоты и анализа технологий ранее проведенных обработок.

            1. Кислотная обработка не проводится в условиях:

      • близости подошвенных или контурных вод;

      • притока в скважину подошвенной воды;

      • нарушений в обсадной колонне [45].

            1. Основными вопросами технологии кислотных обработок являются: выбор концентрации и количества кислоты, продолжительность реакции, выбор технологических вариантов и рецептуры рабочих жидкостей.

            2. Важнейшим условием обеспечения высокой эффективности обработки является чистота процесса. Перед обработкой забой и фильтр скважины должны быть тщательно очищены промывкой водой или водным раствором ПАВ, а при необходимости слабым раствором соляной кислоты. При этом промывка скважины должна быть только прямой.

            3. Выбор концентрации и количества кислоты

              1. При обработке газоносного пласта предельно допустимой является концентрация соляной кислоты 25 %. Если в составе пород обрабатываемого пласта имеется гипс или ангидрит, то концентрация кислоты не должна превышать 15 %. Для обработки карбонатных пластов рекомендуется применять соляную кислоту с концентрацией 14 – 16 %. Для терригенных пород – смесь соляной кислоты 8 – 10 % концентрации и 3 – 5 % плавиковой кислоты к объему кислотного раствора.

              2. При кислотных ваннах концентрация соляной кислоты должна быть от 12 % до 15 % в скважинах, перекрытых колонной, и до 20 % в скважинах с открытым забоем.

              3. Для глинокислотных ванн концентрация соляной кислоты от 14 до 16 %, в смеси с плавиковой кислотой в количестве от 3 до 5 %.

              4. При обработке карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами выбуренной породы и отчасти глинистым раствором, объемы кислоты должны составлять 0,4 – 1,0 м3 на 1 м толщины пласта.

                Если устья трещин и призабойная зона высокопроницаемого пласта не засорены, то объем кислоты следует повышать до 1,5 – 2,5 м3 и более на 1 м эффективной толщины пласта.

              5. Если пласт представлен слаботрещиноватыми пористыми карбонатными породами, то для обработки удельные расходы кислоты должны составлять 1,0 – 1,5 м3.

              6. При обработке пористых нетрещиноватых пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт частиц выбуренной породы и промывочной жидкости, удельные расходы должны быть от 0,5 до 1,0 м3 при первичных обработках и увеличивать их до 1,5 – 2,0 м3 при вторичных.

              7. При обработке песчаных коллекторов соляной кислотой или глинокислотой, в зависимости от состава пород и характера цементации, удельные объемы кислоты должны быть 0,4 – 1,0 м3.

              8. В нетрещиноватых, слабопористых, низкопроницаемых карбонатных пластах следует проводить глинокислотный разрыв с расходом кислоты от 25 м3 и более на 1 операцию.

              9. При повторных обработках, проводимых для восстановления производительности, удельные расходы кислоты необходимо увеличивать на 30-50 % по отношению к объему кислоты, закачанному при предыдущей обработке [45].

              10. При проведении повторной обработки с целью увеличения радиуса воздействия кислоты на пласт ее удельные расходы увеличиваются в 2-3 раза [45].

              11. В случае применения кислоты в виде гидрофобной кислотной (конденсатокислотной) эмульсии, вследствие резкого замедления скорости реакции, удельные расходы кислоты могут быть снижены на 20 – 30 %.

              12. Во всех случаях применения кислотных обработок состав, концентрация, объем и необходимая продолжительность реакции кислоты с породами на каждом конкретном месторождении и даже скважине должны быть уточнены предыдущим опытом [45].

              13. После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегатом должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки необходимо производить в сборную емкость.

            1. Технологические схемы проведения кислотных обработок

              1. Кислотная ванна проводится с целью удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины и трещин у стенок скважины.

                Для различных условий рекомендуется применять два вида кислотных ванн:

      • без давления;

      • под давлением.

              1. Кислотную ванну без давления применяют для удаления глинистой корки, очистки фильтровой части скважины перед обработкой призабойной зоны и проводят по следующей технологии.

              2. Промыть скважину до забоя (пресной, минерализованной водой, водным раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты, конденсатом, дизтопливом, меловым раствором). При негерметизированном устье промывка производится жидкостью соответствующего удельного веса.

              3. Закачать необходимый объем кислотного раствора в скважину и разместить в колонне или открытом стволе в пределах вскрытой части пласта.

              4. После реакции промыть скважину до забоя легкой жидкостью (водой, конденсатом, слабым раствором кислоты).

              5. Кислотная ванна под давления применяется также для очистки устья трещин в пласте перед кислотной обработкой. Кислота продавливается в пласт под давлением, превышающим пластовое, но не превосходящим гидростатическое давление промывочного раствора при вскрытии пласта бурением.

              6. Простая кислотная обработка проводится с целью воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата по следующей технологии:

      • интенсивно промыть забой и фильтр скважины;

      • установить кислотную ванну;

      • промыть забой и фильтр скважины после выдержки кислоты на реакции;

      • закачать и продавить в пласт в режиме проникновения в поры и раскрытия микротрещин запланированный объем кислоты, выдержать заданное время на ее реакцию с породой;

      • освоить скважину.

              1. Массированная кислотная обработка проводится с целью воздействия на пласт кислотой с радиусом охвата в десятки метров [45].

              2. Технология проведения массированных кислотных обработок та же, что и простых. Удельный объем кислоты берут максимальным в зависимости от состава пород и состояния призабойной зоны. Кислотный раствор закачивается в пласт в режиме раскрытия системы микротрещин.

              3. Направленная кислотная обработка проводится в тех случаях, когда из всей вскрытой мощности требуется обработать определенный интервал, и выполняется в следующей последовательности:

      • промыть скважину до забоя;

      • установить башмак НКТ у подошвы намеченного к обработке пласта;

      • заполнить фонтанные трубы и продуктивную часть скважины низкофильтрующейся вязкой жидкостью;

      • продавить вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке;

      • кислотный раствор закачивать до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале;

      • закрыть затрубную задвижку и продолжить закачку оставшейся части расчетного объема кислотного раствора в пласт;

      • продавить кислотный раствор в пласт вязкой низкофильтрующейся жидкостью и выдержать заданное время на реагирование кислоты с породой;

      • промыть скважину.

              1. Гидрокислотный разрыв пласта проводится в случае отсутствия приемистости кислоты пластом при давлениях, допустимых для колонны, после всех необходимых мероприятий по улучшению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке фильтра и увеличению приемистости [45].

              2. В зависимости от геолого-технических условий и конкретных задач обработка проводится по любому из известных технологических вариантов однократного, поинтервального и многократного разрыва пласта с обязательным применением ингибитора коррозии.


         

        16.3 Гидравлический разрыв продуктивного пласта


         

            1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяется для дренирования плотных низкопроницаемых коллекторов, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП.

            2. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50х103 мкм2.

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

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

            5. С целью инициирования образования трещины в заданном интервале и повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую гидропескоструйную перфорацию или глубоко проникающую кумулятивную перфорацию [18].

            6. Гидроразрыв не проводится в технически неисправных скважинах и при опасности обводнения скважины.

            7. При проведении гидравлического разрыва пласта работы следует производить только после установки пакера и гидроиспытания его на герметичность.

            8. Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем, методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГГРП.

            9. Выбор типа жидкостей разрыва и песконосителя осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологией, температурой, давлением и т. п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами [18].

            10. Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

      • при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин заданной 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;

      • минимально снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

      • обладать высокой стабильностью при закачке;

      • легко удаляться из пласта после проведения процесса;

      • обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проницаемость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва [18].

            1. При приготовлении жидкости гидроразрыва на углеводородной основе применяются такие же меры предосторожности, как и при работе с углеводородными жидкостями. Территория и оборудование по приготовлению жидкости на углеводородной основе являются пожароопасными объектами, и на них следует предусмотреть следующие меры бе-

              зопасности:

      • на территории и подъездных путях установить таблички пожароопасности;

      • оснастить оборудование первичными средствами пожаротушения – огнетушителями, ящиками с песком, стандартным инструментом;

      • электродвигатели, пусковые устройства и соединительные провода должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении;

      • вращающиеся и движущиеся устройства, которые могут оказаться под напряжением, должны быть заземлены к контуру заземления;

      • на всем оборудовании должна быть предусмотрена грозозащита и пожарный стояк;

      • емкости смесительные и для хранения газоконденсата, нефти и нефтепродуктов должны быть оборудованы вентиляционными клапанами или вертикальными вытяжными трубами с огнепреградителями;

      • устранение неполадок и очистку оборудования производить при полной остановке приводов и движущихся деталей;

      • при приготовлении и применении жидкости на углеводородной основе запрещается на расстоянии менее 25 м от устья скважины и емкостей пользование открытым огнем, пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах, и посторонних людей;

      • транспортирование жидкостей на углеводородной основе производить автоцистернами, оборудованными для перевозки нефтепродуктов.

          1. 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.

          2. В качестве материалов, закрепляющих трещины, на глубинах до 2400 м используют фракционированный кварцевый песок. На глубинах свыше 2400 м – искусственные среднепрочностные и высокопрочностные расклинивающие материалы (проппанты).

          3. Обвязка блока манифольда с установками и арматурой устья скважины должна осуществляться при помощи специальных труб и шарнирных соединений высокого давления, предусмотренных в комплекте установок и блока манифольда [18].

          4. После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы опрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности согласно табл. 16.1.

            Таблица 16.1 Зависимость коэффициента запаса прочности от рабочего давления


             

            image


             

            Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин [8]. Запрещается при гидроиспытании трубопровода находиться вблизи него.

          5. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы – обратными клапанами.

          6. Для замера и регистрации давления к устьевой арматуре должны быть присоединены показывающий и регистрирующий манометры, выведенные на безопасное расстояние.

          7. Требования безопасности при размещении, хранении, транспортировании исходных компонентов жидкости гидроразрыва изложены в действующих стандартах и технических условиях на применяемое оборудование и материалы [18].


       

      16.4 Гидропескоструйная перфорация


       

          1. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов, перекрытых одной, двумя и более колоннами; перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб, создания специальных отверстий в скважине при проведении ремонтных работ [18].

          2. Гидропескоструйное вскрытие не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой или подвергнутых гидравлическим разрывам, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.

          3. Направление и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора [18].

          4. Устье скважины при гидропескоструйной обработке оборудуют стандартной арматурой для гидропескоструйного вскрытия и гидроразрыва пласта или специально изготовленной головкой для ГРП.

          5. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используют насосные агрегаты плунжерного типа, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.

          6. Основными материалами при гидропескоструйных обработках являются рабочая жидкость и песок.

            Рабочую жидкость подбирают с учетом физико-химических свойств пластовых пород и насыщающих их жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважине.

          7. При выборе рабочей жидкости необходимо учитывать следующие основные ус-

            ловия:


             

  • жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта;

  • вскрытие и обработка пластов не должны сопровождаться выбросами нефти или газа,

    приводящими к открытому фонтанированию;

    • жидкость, по возможности, не должна быть дефицитной и дорогой.

          1. При вскрытии продуктивных пластов и интенсификации притока применяют следующие жидкости: 5 % – 6 %-ный раствор ингибированной соляной кислоты (карбонатный пласт), дегазированную нефть, пластовую или соленую воду, пресную воду с ПАВ, специальный промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов с аномальными давлениями).

          2. При гидропескоструйной перфорации применяется песок с размерами зерен 0,2 – 2 мм и с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца. Концентрация песка в рабочей жидкости должна составлять 50 – 100 г/л.

          3. В зависимости от видов работ гидропескоструйные обработки осуществляются по трем технологическим схемам обвязки скважины и оборудования:

    • с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная или круговая схема);

    • со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости;

    • со сбросом жидкости и песка.

      Закольцованную схему, как наиболее экономичную, применяют во всех случаях вскрытия гидроперфорацией продуктивных пластов общей толщиной более 8 м и при других гидропескоструйных обработках.

          1. Перепад давления жидкости в насадках (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

    • при диаметре 6 мм – от 10 до 12 МПа для пород с пределом прочности на сжатие до 25 МПа и от 18 до 20 МПа для пород с пределом прочности на сжатие > 25 – 30 МПа;

    • при диаметре 4,5 и 3 мм – от 18 до 20 МПа для пород с пределом прочности на сжатие

      < 25 МПа и от 25 до 30 МПа для пород с пределом прочности на сжатие > 25 – 30 МПа.

          1. Минимальную производительность насосных агрегатов принимают, исходя из условий выноса отработанного песка и шлама, для чего скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 0,5 м/с.

          2. Поинтервальную ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

          3. При непредвиденных продолжительных остановках промывают скважину обратной циркуляцией.

          4. После ГПП обратной промывкой удаляют песок из скважины, поднимают перфоратор, оборудуют скважину для освоения или проводят другие работы [18].


       

      16.5 Тепловое воздействие на призабойную зону скважины


       

          1. Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина [18].

          2. Выбор метода термообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

    • метод индуктивного прогрева применяют 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 сут. 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 ПЗП прогревают насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов. 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, извлекая эксплуатационное оборудование, и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Пар нагнетают с таким расчетом, чтобы образовалась паровая зона в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 сут [18].

          1. На паропроводе от паровой передвижной установки (ППУ) должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки [8].

          2. Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процессов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

          3. Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

          4. Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и обозначена предупредительными знаками.

          5. Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимого для эксплуатационной колонны.

          6. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала.

            При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.

          7. Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 оС и снижения давления в скважине до атмосферного.

          8. Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного [18].

          9. Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащитном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе.

            Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой в полевых условиях не допускаются.

          10. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем его должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.


       

      16.6 Термогазохимическая обработка призабойной зоны


       

          1. 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 мкм и менее). Не допускается проведение

            разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с оолитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

          2. При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием и лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля и 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.

          3. Пороховые генераторы давления должны устанавливаться в спускаемую гирлянду зарядов только перед вводом ее в лубрикатор.

          4. Гирлянда пороховых зарядов устанавливается в лубрикатор только при закрытой центральной задвижке. Спускаемое устройство не должно касаться плашек задвижки. Работа должна выполняться двумя рабочими.

          5. После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины [18].

          6. Подключение спущенного на забой скважины порохового генератора или аккумулятора давления к приборам управления и электросети проводится в следующей последовательности:

    • герметизация устья скважины;

    • подключение электрокабеля гирлянды к трансформатору (распределительному щитку);

    • удаление членов бригады и других лиц, находящихся на рабочей площадке (кроме непосредственных исполнителей), на безопасное расстояние от устья скважины – не менее 50 м;

    • установка кода приборов подключения в положение «выключено»;

    • подключение кабеля электросети к трансформатору или приборам управления;

    • проведение мер, исключающих наведение посторонних токов;

    • подача электроэнергии на приборы управления;

    • включение электроэнергии на гирлянду с зарядом (производится только по команде ответственного руководителя работ).

          1. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или звуковому эффекту.

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

          3. При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия [18].


       

      16.7 Виброобработка призабойной зоны скважины


       

          1. Виброобработку проводят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы, в литологически неоднородных коллекторах с наличием низкопроницаемых пропластков; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействий на ПЗП.

          2. Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

          3. Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа необходимо применять пакеры.

          4. Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

          5. В качестве рабочей жидкости используют нефть, солянокислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета от 2 до 3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

          6. Виброобработку призабойной зоны скважины проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденных исследованиями.

          7. После проведения виброобработки необходимо исследовать скважину методом установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед виброобработкой [18].

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6   ..