Технология кислотной обработки скважин

 

Обработку скважины осуществ­ляют в три этапа.

1. Заполняют скважину жидко­стью: в эксплуатационную скважи­ну закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через от­вод из затрубного пространства, в нагнетательную — воду.

2. При открытом затрубном про­странстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до запол­нения ею объема скважины от за­боя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НК.Т. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки рас­четного количества кислоты задвижку на отводе из затрубья за­крывают.

3. Начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагне­тательных — воду. Если обработку кислотой проводят на скважи­не в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8—10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное рас­стояние от скважины.

4. После задавливания всего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция.

5. С помощью спущенной колонны промывают скважину, уда­ляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуа­тироваться.

 

Термокислотную обработку скважин

проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покры­ты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на за­бой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступа­ет в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, ко­торый смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.

Скважины обрабатывают в следующем порядке.

1. Заполняют скважину нефтью.

2. Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опу­скают реакционный наконечник, загруженный необходимым коли­чеством магния.

Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой тол­щине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диамет­ром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса при­меняют магний в виде стружки или гранул, однако при этом не­обходимо использовать специальные дозирующие устройства.

3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, не­обходимую для первой — тепловой фазы обработки. При этом со­ляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход

жидкости в первой фазе определяют исходя из количества выде­ляющегося тепла при химической реакции.

Режим закачки должен обеспечивать температуру кислоты, про­реагировавшей с магнием, 75 °С, при этом она должна быть доста­точно активной для реакции с породами пласта, поскольку после реакции ее концентрация уменьшается. Так, при использовании 15 %-ного раствора кислоты после реакции его с магнием и нагре­ве до 75 °С активность раствора соответствует 12%-ной концент­рации.

4. Без остановки закачки при максимальной подаче насосов закачивают раствор кислоты для заключительной стадии обра­ботки.

5. В скважину нагнетают продавочную жидкость и продавлива­ют кислоту из полости НКТ в пласт. После этого скважину вы­держивают, как при обычной кислотной обработке.

6. Прямым или обратным способом скважину промывают и пу­скают в эксплуатацию.

Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважи­нах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из про-пластков с высокой и низкой проницаемостью.

При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, кото­рый проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, по­скольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в при-забойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой.

Последовательность выполнения операций при обработке сква­жин следующая.

1. У устья скважины устанавливают и обвязывают наземное оборудование — кислотный агрегат, компрессор, аэратор и др., а также агрегат подземного ремонта.

2. Извлекают из скважины насосное оборудование.

3. Одновременно с этим раствор соляной кислоты обрабатыва­ют поверхностно-активным веществом.

4. В скважину закачивают нефть до уровня, соответствующего статическому.

5. Закачивают аэрированный раствор кислоты с добавкой ПАВ в скважину. Если давление на устье скважины меньше давления, которое обеспечивает компрессор, то кислотный агрегат и комп­рессор подключают к аэратору параллельно. Если же оно выше, то компрессор подключают к приему кислотного агрегата.

Соотношение объема воздуха и жидкости (с ПАВ) обычно поддерживают в пределах 15—25 к 1.

6. Кислотную пену продавливают в пласт продавочной жид­костью.

7. Скважину выдерживают под давлением на время, необходи­мое для реакции.

8. Промывают скважину для удаления непрореагировавшей кислоты и продуктов реакции. После этого извлекают оборудова­ние, использовавшееся при проведении обработки.

9. Осваивают скважину и пускают ее в работу.

ОБСЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

 

Работам по капитальному ремонту скважины предшествуют обследование и при необходимости ремонт устья скважины. Как правило, все скважины оборудованы колонными головками, свя­зывающими обсадные колонны и герметизирующими пространст­во между ними.

При обследовании проверяют герметичность соединения пьеде­стала с эксплуатационной колонной и осматривают внутреннюю по­верхность пьедестального патрубка. Если он изношен, поверхность сильно корродирована, то его заменяют.

В колонных головках с клиновой подвеской эксплуатационной колонны проверяют герметичность соединения колонны с катуш­кой и прочность соединения с эксплуатационной колонной — не сорвалась ли она с клиньев.

Перед капитальным ремонтом, а также в процессе его выпол­нения между отдельными операциями скважину обследуют.

По результатам обследования: устанавливают место и характер повреждения эксплуатационной колонны (смятие, слом, продольное разрушение); определяют расположение внутрискважинного обо­рудования, песчаных и цементных пробок или посторонних предме­тов в скважине; оценивают состояние поверхности эксплуатацион­ной колонны, наличие на ней различного рода отложений, а также состояние фильтра скважины.

Скважины нужно обследовать перед любыми операциями под­земного ремонта, однако в наибольшем объеме его проводят пе­ред ловильными работами.

Обследование начинают со спуска на бурильных трубах шаб­лона металлического цилиндра со сквозным промывочным от­верстием, нижняя часть которого и часть боковой поверхности по­крыты свинцом. Диаметр шаблона выбирают в соответствии с диа­метром эксплуатационной колонны.

При медленном спуске шаблона следят за изменением пока­заний индикатора веса и после остановки шаблона его извлекают из скважины, по результатам осмотра его наружной поверхности составляют план дальнейшего обследования.

Расположение посторонних предметов определяют с помощью печатей — плоских, конусных и гидравлических

При исследовании фонтанных и компрессорных скважин лебед­ку для скважинных измерений следует устанавливать с наветрен­ной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать скважинные при­боры при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время спуска и подъема прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвиж­ку. Перед его извлечением давление в лубрикаторе снижают до ат­мосферного через запорное устройство, установленное на отводе. При подъеме прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

При спуске и подъеме скважинного прибора запрещается под­ходить к кабелю или проволоке-канату и браться за него руками

Впроцессе эксплуатации скважин проведения различных ра­бот по текущему ремонту, воздействию на пласт и tп. могут про­исходить неполадкй, приводящие к разрушению, прихвату и дру­гим явлениям, результате чего часть внутрискважинного оборудования остается в скважине и не может быть извлечена обычны­ми методами.

 

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: