Вызов притока и очистка пласта

В качестве основного способа вызова притока в проекте предусматривается метод свабирования. Для его осуществления необходимо иметь следующее оборудование и технику: подъемную установку (А-50), геофизический подъемник типа ПКС-5 с геофизическим кабелем, лубрикатор, емкость объемом 10-20 м³ (с уровнемером), АНЦ-320 – 1шт., ППУ – 1шт. (при температуре окружающей среды ниже 0^оС), оборудование, монтируемое на устье скважины, и оборудование, спускаемое в скважину.

Основные технические требования по подготовке скважины к свабированию: НКТ должны быть новые, при спуске они должны быть прошаблонированы, низ НКТ оборудуется специальной воронкой, механическим пакером или «стоп-кольцом», предназначенным для предотвращения падения сваба в интервал перфорации, скважина должна быть оборудована сдвоенным превентором с глухими плашками и плашками под НКТ, стандартной фонтанной арматурой.

Основные технологические особенности процесса свабирования следующие: первый раз сваб спускают на глубину 200 – 300 метров под уровень жидкости и производят подъем до глубины 25 – 30 м от устья на 3 или 4 скорости подъемника; дальнейшие спуски производят на глубину 200 – 500 м ниже установившегося уровня жидкости скважины; свабирование заканчивают после получения притока флюида или снижения уровня жидкости до проектной глубины. Применение метода свабирования предпочтительно для метода притока из нефтяных пластов с хорошо выраженными коллекторскими свойствами, где не требуется очистки призабойной зоны от загрязнений (от фильтрата и твердых частиц бурового и тампонажного растворов) и есть большая вероятность получения промышленного притока нефти (фонтанного и т.п.).

В случае отсутствия притока, в результате циклического воздействия на пласт в течение 2-3 ч (15-20 циклов), решается вопрос о целесообразности применения метода циклического воздействия в сочетании с кислотной обработкой пласта или обработкой раствором ПАВ – гидрофобизаторов в промысловой нефти с помощью струйного насоса. Сущность комбинированного воздействия заключается в следующем: при отсутствии притока (при слабом притоке) после 15-20 циклов воздействия через струйный насос в пласт закачивают раствор кислоты или раствор ПАВ – гидрофобизатора нефти. Далее продолжают циклическое воздействие на пласт с помощью струйного насоса, количество циклов воздействия уточняется на практике, а затем закачанный раствор кислоты или ПАВ откачивают из пласта на поверхность с помощью того же струйного насоса. (Возможен, также, полный комплекс освоения скважины струйным насосом, либо освоение скважины азотно-компрессорной установкой).

В Западной Сибири, несмотря на низкую карбонатность коллекторов нефти, применяют кислотный раствор, содержащий 12% соляной кислоты и 1-3% плавиковой кислоты. Зарубежный опыт показывает, что для низкокарбонатных коллекторов достаточно брать 6% HCl. Кроме того, в применяемых кислотных растворах отсутствует стабилизатор соединений

железа, отсутствуют также понизитель поверхностного натяжения и ингибитор высокотемпературной кислотной коррозии. Для циклического воздействия рекомендуется кислотный раствор состава: 12% HCl; 0, 5-1% катапин А (или ИВВ-1). Следует отметить, что исследования по выбору высокотемпературного ингибитора забойного оборудования скважин отсутствуют. Указанный состав, по мере накопления опыта, должен уточняться.

Раствор ПАВ готовится растворением ДОН-52 в промысловой нефти. ДОН-52 выпускаемый по ТУ 38.50741-88, представляет преимущественно углеводорастворимую соль алифатических аминов с концентратом низкомолекулярных кислот в растворе изопропилового спирта. Потребный объем композиций нефти составляет 1-3 м³/м, включая объем первой композиции 0.1-0.6 м³/м с содержанием гидрофобизатора ДОН-52 – 1-2% по активному веществу, объем второй композиции 0, 4 -2, 4 м³/м с концентрацией ПАВ –0, 01% по активному веществу.

Вместо ДОН-52 допускается использование малорастворимого неионогенного ПАВ неонола АФ₉-6 (в тех же концентрациях, что и ДОН-52). По пожарным свойствам неонол АФ₉-6 относится к группе горючих веществ, производится в соответствии с ГОСТ 38-5874-87.

Вместо раствора ПАВ в нефти допускается использование таких растворителей, как ди- (три-) этиленгликоль (ДЭГ, ТЭГ), полиэтиленгликоль и др.

По степени воздействия на организм по ГОСТ 12.1.007 ДОН-52 относится к третьему классу опасности и является бактерицидом. Индивидуальным средством защиты органов дыхания в случае аварийного разлива является фильтрующий промышленный противогаз марки БКФ. Все работы с ДОН-52 следует проводить с обязательным использованием средств индивидуальной защиты.

Неонол АФ₉-6 по степени воздействия на организм относится к третьему классу (умеренно опасные вещества). Не летуч, на кожу оказывает слабое раздражающее действие.

Основное назначение применения раствора малорастворимого ПАВ (ДОН-52, неонол АФ₉-6) в нефти или растворителя полигликоля – это снижение водонасыщенности в при- забойной зоне пласта (за счет удаления фильтрата бурового и тампонажного растворов и определенной части погребенной воды) и увеличение фазовой проницаемости для нефти, и следовательно, увеличение притока нефти из пласта в скважину.

Благодаря гидрофобизации поверхности пор пласта и твердых загрязнений создаются благоприятные условия для удаления из пласта застрявших в поровом пространстве твердых частиц. Циклическое гидродинамическое воздействие на пласт в присутствии нефтяного раствора на ПАВ усиливает эффект очистки пласта от жидких и твердых загрязнений.

При производстве работ по испытанию скважин, для жидкостей, извлекаемых из скважины, на буровой площадке устанавливаются емкости из расчета 2-х объемов жидкости вытесняемой из скважины (пока вывозится жидкость из одной, заполняется другая). В данном случае полный объем жидкости вытесняемой из обсадной колонны равен 38.72 м³ (при строительстве скважины на пласт ЮВ₁), поэтому необходимо две ёмкости по 40 м³.

Жидкость, получаемая в результате испытания скважины вывозится на ближайшую ДНС или закачивается в коллектор рабочей скважины, если таковая имеется.

В качестве жидкости глушения используется солевой раствор плотностью соответствующей п.2.7.3.3 ПБ НГП.

Таблица 10.2 Потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины

Таблица 10.3 Параметры труб для испытания (освоения) скважин

Примечания: 1. При весе НКТ 30 т и более, испытание производить с установки А-50М (или соответствующей ей по грузоподъёмности) или буровой установки, т.к. согласно п 9.7.4 РД 153-39-023-97 («Правила ведения ремонтных работ в скважина») вес колонны НКТ при работе с А-50 не должен превышать 30 т.

2. * - с учетом веса нижней секции.

Таблица 10.4 Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне