Вопрос 35. Ремонтные работы, связанные с воздействием на эксплуатационные объекты

Воздействие на эксплуатируемые объекты осуществляется с целью интенсификации извлечения из них продукции и полноту выработки запасов. Заключается в повышении эффективности естественных режимов работы залежей нефти и газа искусственными методами, которые можно разделить на три группы:

- поддержание пластового давления нагнетанием воды или газа;

- повышение коэффициентов извлечения нефти и газа;

- повышение проницаемости приствольной зоны пласта.

Технологии повышения коэффициентов извлечения и проницаемости основываются на Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – обозначают всю совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики охвата и вытеснения, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (вытеснение растворителями, полимерами, углекислотой, нагнетание теплоносителей, внутрипластовое горение и пр.).

Методы повышения проницаемости – обработка призабойной зоны (ОПЗ) – обозначают совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от забоя (обычно через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без связи с состоянием извлекаемых запасов.

Химические методы используют в пластах, породы которых способны вступать в реакции с кислотами (кислотные обработки). Механические методы применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами для увеличения их трещиноватости (гидравлический разрыв пластов, гидравлическая пескоструйная перфорация, прострелочно-взрывные работы). Тепловые методы применяют для удаления из пор коллектора твердых углеводородов (прогрев паром, нагретой жидкостью, электропрогрев), а также интенсификации химических методов. Физические методы предназначены для удаления из пор пласта остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц (обработка реагентами, техническими устройствами для создания депрессии, гидравлических ударов, имплозии).

Кислотная обработка (КО) основана на способности растворения составных частиц породы и инородных твердых включений в порах пласта. Применяют в карбонатных и песчаных коллекторах.

Для обработки карбонатных коллекторов используют солянокислотные растворы (СКР), а песчаных и песчано-глинистых – глинокислотные растворы (ГКР).

Называют обработки соответственно солянокислотная (СКО) и глинокислотная (ГКО).

Проектирование кислотной обработки для конкретной скважины заключается в выборе рецептуры и объема раствора, способа доставки в интервал обработки, расход и давление во время нагнетания в пласт, объем жидкости продавливания, время пребывания кислоты в пласте, способ очистки от продуктов реакции.

Технология кислотных обработок заключается в доставке раствора кислоты в зону обработки существующими методами (технологическая колонна, межтрубное пространство, канатные методы) при соответствующем оборудовании устья скважины.

Большинство технологий КО предусматривает извлечение из скважины глубинного оборудования, спуск технологической (заливочной) колонны из НКТ или гибких труб с промывкой до забоя и последующей установкой башмака в интервал обрабатываемого объекта. В скважину насосом нагнетают в технологическую колонну расчетный объем готового раствора кислоты и доводят в интервал обработки при открытом межтрубном пространстве. Если пластовое давление низкое, раствор в трубы может поступать самотеком. В зависимости от вида обработки, раствор оставляют в скважине на реагирование или задавливают в пласт по технологиям, идентичным тампонированию. Обвязка оборудования на устье скважины по схеме прямой промывки с отбором скважинной жидкости в приемную емкость

Обработку реагентами применяют в скважинах, в которых в процессе эксплуатации ухудшилась проницаемость призабойной зоны из-за попадания в нее посторонней воды, жидкостей и их фильтратов во время ремонтных работ, а также твердых частиц из глубины пласта. В качестве рабочих жидкостей применяют водные или углеводородные растворы ПАВ различной концентрации.

Разработаны технологии комплексного акустико-химического воздействия на призабойную зону пласта.

Сущность технологии заключается в нагнетании и частичном продавливании в пласт углеводородного раствора ПАВ, затем производится дополнительная перфорация нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, которая подвергается обработке ультразвуком в среде углеводородного раствора ПАВ с выделением тепла. Одновременно рекомендуется создание динамического режима путем создания давления на пласт с последующим резким его сбрасыванием (полоскание). Технология основана на применении генератора ультразвуковых колебаний с магнитным (магнитоскрикционным) преобразователем. Ультразвуковые колебания от преобразователя передаются по электрическому кабелю на забойный излучатель, установленный в интервале обработки.

Предварительно интервал обработки заполняют обрабатывающим раствором. В нефтяных скважинах используют растворы ПАВ (катионактивные, анионактивные маслорастворимые) на углеводородной основе, в нагнетательных - водные растворы ПАВ (неионогенные, анионактивные водорастворимые). Влияние акустического поля на обрабатываемый состав заключается в возникновении в нем знакопеременных быстропротекающих градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения кольматирующих структур и пристенных слоев пластовых жидкостей в поровых каналах.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – процесс образования в пласте новых трещин или расширения естественных вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы. Величина давления на забое должна превышать гидростатическое давление в полтора – два раза. Сохранение образовавшихся трещин в открытом состоянии после снижении давления обеспечивается заполнением их отсортированным кварцевым песком или пластмассовыми шариками (пропантами), доставленными в зону трещин жидкостью–носителем. Образование новых трещин характеризуется резким снижением давления на устье скважины (на 3-7 МПа). Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении (рис. 15. 8).

Технология ГРП производится по общепринятой схеме.

В скважину на технологической колонне, составленной из насосно-компрессорных или бурильных труб, спускают пакер, который изолирует интервал разрыва и защищает расположенную выше пакера эксплуатационную колонну от высокого давления. Устье скважины оборудуют арматурой на рабочее давление до 70 МПа (например, 2АУ-700). Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания в скважину жидкостей (4АН-700) обвязывают с устьевой арматурой через блок манифольдов (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами (по 20 м³), которую направляют во вспомогательные насосные агрегаты, либо сливают в резервуары (общей вместимостью 100 – 300 м³). Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320) нагнетают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого насыщенная песком жидкость центробежным насосом направляется на вход основных насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину через технологическую колонну.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) – метод, основан на использовании энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенки скважины. Струя образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта.

Перед процессом ГПП скважину промывают и проверяют герметичность технологической колонны, для чего закидывают большой шаровой клапан. После проверки клапан вымывают обратной промывкой и определяют гидравлические затраты давления. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез интервала перфорации, уточняют длину труб и место расположения АП. После этого закидывают в трубы нижний шаровой клапан и нагнетают жидкость с абразивным материалом, обычно кварцевым песком с размером зерен 0.8 – 1 мм.

Частицы разрушенной породы выносятся из каналов перфорации в кольцевое пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован на конце труб неподвижно якорем, то образованный канал будет иметь грушевидную форму (закрытое образование канала).

Жидкостями ГРП преимущественно служат водные растворы ПАВ на пресной или пластовой воде. ПАВ выбирают по тем же принципам, как и жидкости вытеснения для кислотных обработок. Целесообразно использовать рецептуры жидкостей применяемых для глушения скважин.

Тепловая обработка (тепловое воздействие) применяется в залежах нефти высокой вязкости и повышенной плотности в пластовых условиях, большим содержанием парафина, смол, асфальтов. С такой характеристикой могут быть залежи природные и на длительно разрабатываемых месторождениях, в которых по мере дегазации или последовательного снижения температуры нагнетаемой водой системы ППД нарушается фазовое равновесие и условия движения нефти по пласту. Для прогрева нагнетают в скважину жидкость (нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо, воду, воду с добавками ПАВ) в объеме 15 – 30 м³. нагретую до температуры 90 – 95 ⁰С. Нагревают жидкость паром от передвижной паровой установки или используют специальные агрегаты для нагрева и нагнетания жидкостей. Устье скважины оборудуют арматурой, состоящей из устьевого сальника и шарнирных устройств, обеспечивающих компенсацию термических удлинений колонн и паропровода от парогенератора к скважине.

Применяют два варианта воздействия:

промывка горячей жидкостью и продавливание жидкости в пласт.

При первом варианте лифтовую колонну с глубинным насосом допускают до середины интервала обрабатываемого пласта и через межтрубное пространство нагнетают горячую жидкость, которая оттесняет холодную скважинную жидкость к приему работающего глубинного насоса.

По второму варианту лифтовую колонну с глубинным оборудованием извлекают и в скважину на технологической колонне спускают термостойкий пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого объекта для его изоляции от эксплуатационной колонны. В состав технологической колонны желательно включение устройства, компенсирующего удлинение труб от влияния высоких температур. Горячую жидкость нагнетают и продавливают в пласт через технологическую колонну. После обработки колонну с пакером извлекают, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

Паротепловая обработка предусматривает нагнетание в скважину пара в течение определенного времени, затем устье скважины на 2 – 5 суток закрывают для передачи тепла в глубь пласта, после чего эксплуатацию возобновляют. Оборудование устья, последовательность и схема операций нагнетания пара идентична второму варианту обработки горячей жидкостью.