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

Примечание 1. Продолжительность выдерживания кислотного ра­створа зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламенти­ровано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активно­сти) кислоты.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состо­ящего из термохимической и обычной кислотной об­работок под давлением.

Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кисло­ты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

Гидропескоструйная перфорация.Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП — точечная и щелевая.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществ­ляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы; НКТ; насосные агрегаты; пескосмесители; емкости для жидкости; сальниковую катушку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом - не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины щели.

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 ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

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

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта.

Термообработка.Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют:

- при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

- при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществ­ляют в зависимости от конкретных геолого-промыс­ловых условий:

- метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

- при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

- при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов.Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм² и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в кол­лекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обса­женных скважинах с минимальным проходным диа­метром 122 мм при температуре до 80 °С и гидроста­тическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

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

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

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

- Скважину шаблонируют.

- Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

- Замеря­ют гидростатическое давление и забойную температуру.

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

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

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

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

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