Гидропескоструйная перфорация
Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для обрезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.
Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.
Различают два варианта ГПП — точечная и щелевая.
При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую – при движении перфоратора в вертикальном направлении.
Рис. 7. Гидропескоструйный перворатор.
1 – корпус перфоратора; 2 – направляющие сопла; 3 – шаровой клапан; 4 – хвостовик.
Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.
При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую головку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.
Рис. 8. Схема размещения оборудования при проведе-нии гидропескоструйной перфорации по замкнутому циклу.
1 – перфоратор; 2 – репер-ный патрубок; 3 – эксплуата-ционная колонна; 4 – колонна насосно-компрессорных труб; 5 – превентор; 6 – арматура устья; 7 – блок фильтра; 8 – насосные агрегаты; 9 – блок манифольда; 10 – песко-смесительная машина; 11 – насосные агрегаты низкого давления; 12 – выкидная линия; 13 – ёмкость для жид-кости; 14 – сито улавливания шлама.
В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.
Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом – не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.
Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет: при диаметре насадки 6мм – от 10 до 12 МПа; при диаметре насадки 4,5 мм – от 18 до 20 МПа.
Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.
При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.
После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.
Виброобработка
Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП, в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы, в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки, перед химической обработкой, перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.
Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.
Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа Г,ВЗ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.
Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.
В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2 – 3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.
2.4.5. Термообработка Рис. 9 Скважинный электронагреватель.
Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже её.
При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева), при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).
Метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Пуск скважины в эксплуатацию после тепловой обработки производят через 7 ч.
Конструкция скважинного электронагревателя приведена на рис. 8.
Электронагреватель подвешивают в скважину на кабель-тросе 1, который, пройдя через ловильную головку 2, присоединяется к сальникому фланцу 3 и клеммной головке 4. В клеммной головке кабель соединяется с трубчатыми нагревательными элементами 5. К ловильной головке 2 присоединен кожух 6, в нижней части которого имеется муфта 7 для крепления приборов.
При стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму.
При паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных ил ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа•с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.
Дата добавления: 2015-12-16; просмотров: 5422;