9.Технологические процессы.

Регламентируемые настоящей инструкцией технологические процессы освоения и повышения продуктивности скважин должны осуществляться путем выполнения ряда последовательных технологических операций, описание, порядок и последовательность которых указаны ниже.

Работы по освоению проводятся по плану, утвержденному главным инженером НГДУ, УБР, под руководством инженерно-технического работника, ответственного за их выполнение.

В ходе осуществления технологического процесса допускаются дополнения и изменения разработчиком запланированных параметров и операций при обязательном согласовании с заказчиком и непосредственным исполнителем работ.

Технология КВДХВ может выполняться по двум вариантам – ВДХВ или ВПВ, каждая из которых имеет свои особенности и соответственно требуется исполнение определенных действий присущим только этим вариантам. С учетом этого ниже сначала приводится регламент технологии КВДХВ и подробно описываются операции выполняемые в обоих вариантах, а потом описываются подробно операции конкретно по вариантам ВДХВ и ВПВ и обобщенно указываются операции, которые уже ранее приводились.

9.1. Последовательность технологических операций при проведении обработки ПЗП по технологии КВДХВ.

9.1.1. Произвести долив скважины. Закрыть затрубную задвижку и сделать контрольный замер приемистости на трех-четырех режимах закачки, ступенчато повышая давление нагнетания на 25-30% от максимально допустимого (давления опрессовки обсадной колонны). Заактировать результаты замера.

9.1.2. По построению зависимости расхода от давления определяется коэффициент приемистости, а по искривлению критическое давление, при котором происходит раскрытие трещин. После остановки закачки полезно снять кривую падения давления во времени для последующего сравнительного анализа успешности операций и оценки фильтрационных свойств ПЗП.

9.1.3. Произвести виброволновое и депрессионно-репрессионное воздействия до достижения достаточной гидродинамической связи скважины с пластом или приемлемой приемистости для осуществления закачки реагентов в пласт.

9.1.4. Закрыть затруб. Произвести замер приемистости, снять кривую падения давления во времени по пп. 9.1.1-9.1.2 настоящей инструкции.

9.1.5. Произвести закачку реагентов в пласт.

Проведение реагентной обработки проводится при согласовании с геологической службой НГДУ типов реагентов и их объемов.

Обвязку техники, применяемой при приготовлении химического реагента и последующего его закачивания, производят по обычной схеме реагентной обработки скважин, применяемой в нефтегазодобывающем предприятии. Рекомендуется осуществлять закачку реагентов в пласт через НКТ и установленное подземное виброволновое оборудование.

Если запланирована обработка растворителем и кислотой, то сначала продавливается в пласт растворитель, а затем кислота.

При достаточной приемистости и небольших объемах реагентов (при малой толщине пласта) возможен вариант последовательной закачки в НКТ растворителя и кислоты, а потом продавки их в пласт за один цикл.

9.1.6. Установить щели резонатора на уровне обрабатываемого интервала. При открытом затрубе закачать в НКТ заданное количество реагента. Если объем реагента меньше объема лифта НКТ, то закачать соответствующее количество продавочной жидкости.

9.1.7. При закрытом затрубе продавить реагент в пласт. Переключиться на затруб и при закрытой задвижке на НКТ продавить реагент из затруба и еще добавочно 0,5-1 м³.

9.1.8. Выдержать скважину до завершения реакции.

При закачке соляной кислоты в карбонатные пласты выдержку на реакции производить не следует, так как реагирование до истощения кислоты происходит очень быстро (30-40 мин).

9.1.9. Произвести виброволновое и депрессионно-репрессионное воздействия по извлечению продуктов реакции и глубокой очистке ПЗП до снижения выноса взвешенных частиц и продуктов реакции, достижения устойчивой гидродинамической связи скважины с пластом (притока нефти).

По мере извлечения отработанного реагента или продуктов реакции кислот, особенно глинокислоты, при помощи индикатора необходимо определять рН среды для оценки полноты реагирования и принятия решения о проведении нейтрализации, направлении жидкости в линию или в автоцистерны для последующей утилизации.

По отбираемым пробам жидкости оценивается количество взвешенных частиц, анализируется осадок и выносится решение о необходимости продолжения работ по физико-химическому воздействию. Если предусматривается многоцикловая закачка химреагентов, то очередная закачка производится после извлечения продуктов реакции предыдущей операции.

9.1.10. Произвести замер приемистости снять кривую падения давления во времени по пп. 9.1.1-9.1.2 (здесь и далее ссылки даются без привлечения словосочетания “настоящей инструкции”), заактировать результаты.

9.1.11. При появлении признаков нефтегазопроявления действовать согласно соответствующей инструкции. При обнаружении слабого реагирования следует закачать в скважину жидкость глушения регулируя циркуляцию с помощью задвижки до прекращения реагирования и согласовать с руководством последующие работы.

9.1.12. Если на добывающей скважине рабочей жидкостью служила вода, то рекомендуется под конец обработки произвести прокачку водонефтяной эмульсии до заполнения объема скважины. В зимнее время сразу после окончания прокачки следует закрыть скважину задвижкой и продуть нагнетательные и выкидные линии.

9.1.13. Демонтировать устьевую обвязку. Сорвать пакер. Поднять оборудование.

9.1.14. Спустить перо-воронку и произвести промывку забоя.

9.1.15. Провести геофизические и гидродинамические исследования (ГК+ЛМ, РГД, ВЧТ, АКЦ, КВД, КВУ и др. по согласованию с геологической службой заказчика) по определению технического состояния скважины, профиля приемистости или отдачи, гидропроводности, пьезопроводности. После освоения скважины можно ее вводить в эксплуатацию. После установления рабочего режима, произвести замеры производительности скважины и составить двусторонний акт.

9.2. Технологические операции при проведении обработки ПЗП по варианту ВДХВ.

9.2.1. Открыть затруб. Произвести прокачку воды от насосных агрегатов в НКТ в расчетном режиме при циркуляции через сепарационную емкость в течение 2‑3 часов. В процессе обработки контролировать приток жидкости по изменению объема в емкости. В процессе отработки производить отбор проб для оценки КВЧ. Периодически по мере излива в течение первого часа добавлять в емкость ПАВ для поддержания заданной концентрации в прокачиваемой жидкости.

9.2.2. Закрыть или прикрыть затруб и произвести закачку жидкости в пласт в течении 0.5 часа при давлении 10.0-15.0 МПа с замером приемистости.

9.2.3. Открыть затруб для излива и повторить прокачку жидкости в режиме циркуляции 1-2 часа.

9.2.4. Повторить 2-3 раза операции по закачке в пласт, изливу и прокачке в режиме циркуляции до получения гидродинамической связи скважины с пластом.

9.2.5. Аналогично произвести обработку на других выбранных уровнях интервала перфорации до достижения достаточной гидродинамической связи скважины с пластом или приемлемой приемистости для осуществления закачки реагентов в пласт.

9.2.6. Закрыть затруб. Произвести замер приемистости снять кривую падения давления во времени по пп. 9.1.1-9.1.2.

9.2.7. Произвести закачку реагентов в пласт.

9.2.8. Для проведения операций по извлечению продуктов реакции и глубокой очистке ПЗП произвести обвязку скважины и насосных агрегатов по первоначальной схеме.

9.2.9. Открыть затруб. Произвести прокачку рабочей жидкости от насосных агрегатов в режиме циркуляции 2-3 часа.

9.2.10. Повторить циклы операций по закачке, изливу и прокачке в режиме циркуляции 2-3 раза в зависимости от достигаемой приемистости, до снижения выноса взвешенных частиц и продуктов реакции, достижения устойчивой гидродинамической связи скважины с пластом (притока нефти). Произвести замер приемистости снять кривую падения давления во времени пп. 9.1.1-9.1.2, заактировать результаты.

9.2.11. Демонтировать устьевую обвязку. Сорвать пакер. Поднять оборудование.

9.2.12. Спустить перо-воронку и произвести промывку забоя. Провести геофизические и гидродинамические исследования (по согласованию с геологической службой заказчика). После освоения скважины можно ее вводить в эксплуатацию. После установления рабочего режима, произвести замеры производительности скважины и составить двусторонний акт.

9.3. Технологические операции при проведении обработки ПЗП по варианту ВПВ.

9.3.1. При открытом затрубе произвести закачку воды через НКТ и генератор при давлении 7-12 МПа с изливoм в желoбную емкoсть чеpез сепаpатop. Выходящую вначале нефть направлять в коллектор. Произвести замер приемистости снять кривую падения давления во времени пп. 9.1.1-9.1.2, заактировать результаты.

9.3.2. Установить расход воды 2-3л/с, включить компрессор на средних оборотах и произвести закачку воздуха с расходом 3-4 нм3/мин до выхода пены из затруба. Для поддержания в циркулирующей воде концентрации ПАВ следует последовательно добавлять его в приемную емкость, нo не пеpедoзиpoвать из-за тpуднoсти пoтoм с сепаpацией пены. По мере заполнения желобной емкости необходимо откачивать жидкость в емкость для хранения рабочей жидкости или в автоцистерны с помощью дополнительного агрегата ЦА-320 или направлять в коллектор. Нужно иметь в виду, что наиболее интенсивный приток жидкости будет происходить перед и во время выхода пены из затруба, поэтому необходимо откачкой своевременно подготовить достаточный свободный объем в приемной емкости (5‑10 м³ в зависимости от объема скважины). В последующем, откачиваемая жидкость понадобится для проведения чередующейся прокачки пены и воды.

Для обеспечения заданного по плану давления на забое следует установить расходы жидкости и воздуха обеспечивающие предварительно рассчитанную степень аэрации. Длительность работы в данном режиме 1‑2 часа.

В процессе обработки следует делать отбop проб для оценки кoличества взвешенных частиц (КВЧ) и пpитoка нефти.

9.3.3. Для максимального уменьшения давления на забое следует установить расход жидкости 1‑2 л/с (10-15 хoдoв в минуту 115мм пopшня насоса ЦА-320) и воздуха 7‑9 н.м3/мин (1500-1800 oб/мин компрессора СД9-101).

9.3.4. Остановить подачу воздуха и продолжить закачку жидкости при давлении Руст=6‑7 МПа и рабочем расходе в течении 10-20 мин.

9.3.5. Снизить pасхoд жидкости до 1-3 л/с. Включить подачу воздуха в течении 1‑1,5 часа.

9.3.6. Чередующуюся прокачку воды и пены по п.п. 9.3.2-9.3.5 повторить 3‑4  раза в зависимости от показаний проб на КВЧ.

9.3.7. Закачку воздуха остановить. Закачать жидкость в объеме лифтовых труб при давлении Руст=5.0‑7.0МПа  и оставить скважину на самоизлив через затруб и разрядку. При чрезмерной длительности разрядки (более 1,5-2 часов), заглушить скважину путем дополнительной закачки воды.

9.3.8. Доспустить резонатор на следующий нижележащий интервал.

9.3.9. Произвести обработку по п.п. 9.3.4 – 9.3.7. Таким же образом обработать остальные интервалы.

Если закачка велась через "грязевый" шланг, то после снижения выноса взвешенных частиц осторожно допустить НКТ на следующий интервал (или на 5‑9 м на горизонтальной скважине) и продолжить выполнение п.п. 9.3.4 – 9.3.6.

9.3.10. После окончания обработки последнего интервала доспустить НКТ до забоя и произвести промывку пеной по п.п. 9.3.2 до осутствия в пробах взвешенных частиц. При наличии на забое песчаной пробки промывку производить с допуском труб при подаче пены через "грязевый" шланг.

9.3.11. Остановить компрессор и затем закачку воды. Закрыть на арматуре входную задвижку и оставить открытой затрубную задвижку. Оставить скважину на самоизлив до полной разрядки.

9.3.12. При обнаружении повышенного притока из пласта, обработку оставшихся интервалов следует проводить при меньшей степени аэрации или согласовать с руководством последующие работы. При появлении признаков фонтанирования действовать согласно соответствующей инструкции.

9.3.13. Если позволяют условия и пластовое давление пониженное, то для добывающей скважины рекомендуется после полной разрядки прокачать нефть при давлении Руст=7-12 МПа до появления циркуляции из затруба. Закрыть затруб и произвести закачку жидкости в пласт в течении 10-30 мин с замером приемистости. Открыть затруб и произвести излив при одновременной прокачке жидкости при давлении Руст=7-12 МПа (1‑2 часа).

9.3.14. Поднять оборудование, провести комплекс гидродинамических и геофизических исследований.

9.3.15. При отсутствии признаков фонтанирования, по согласованию с геологической службой, может быть проведено исследование по снятию кривой притока (кривой восстановления уровня - КВУ) или динамики изменения водонефтяного раздела (ВНР) без предварительного подъема НКТ, сразу после промывки забоя пеной. Для этого после выполнения п. 9.3.11, сразу по окончании разрядки установить лубрикатор, спустить прибор (глубинный манометр, плотномер или др.) и провести замеры.

По результатам исследований судится об эффективности обработки и может быть принято решение о необходимости проведения дополнительно реагентной обработки в сочетании с виброволновым воздействием.

9.3.16. Длительность проведения обработки скважины определяется по выносу кольматанта из ПЗП, т.е. наличию взвешенных частиц в пробах.

Если время обработки специально не указано в плане, то окончательное решение о завершении работы принимает ответственное за обработку лицо (инженер-технолог).

9.3.17. При закачке пены перерывы в работе не допускаются, во избежание образования воздушных пробок в НКТ и затрубе. Если все же такая необходимость появилась, то следует остановить сначала компрессор и перекрыть вентиль 19, а затем остановить агрегат и закрыть вентиль 20 и 15. Далее открыть задвижку 39 и остановить скважину на самоизлив. Так же необходимо поступать и при завершении обработки скважины.

9.3.18. Необходимо учитывать, что при самоизливе происходит дополнительное снижение давления. Поэтому, если это недопустимо, после остановки компрессора необходимо продолжить закачку жидкости в объеме лифтовой колонны НКТ.

9.3.19. Закрыть затруб. Произвести замер приемистости снять кривую падения давления во времени по пп. 9.1.1-9.1.2.

Если не запланирована закачка реагентов и достигнута достаточная гидропроводность ПЗП, то после освоения скважины можно ее вводить в эксплуатацию.

9.3.20. В зимнее время сразу после окончания самоизлива следует закрыть скважину задвижкой 14 и продуть компрессором нагнетательные и выкидные линии.

9.3.21. Если гидродинамическая связи скважины с пластом ослабленная, но достигнута приемлемая приемистость, то произвести закачку реагентов в пласт по пп. 9.1.5-9.1.8. Выдержать скважину до завершения реакции.

9.3.22. Для проведения операций по извлечению продуктов реакции и глубокой очистке ПЗП произвести обвязку скважины и насосных агрегатов по первоначальной схеме.

9.3.23. Открыть затруб. Произвести промывку скважины водой по пп.9.3.1. Промывку вести до прекращения выноса взвешенных частиц в отбираемых пробах.

9.3.24. Для глубокой очистки ПЗП и извлечения продуктов реакции произвести операции по прокачке пены по пп.9.3.3.- 9.3.7.

9.3.25. Промыть забой, замерить приемистость, поднять оборудование и провести комплекс гидродинамических и геофизических исследований.

9.3.26. Провести заключительные работы по вводу скважины в эксплуатацию. После установления рабочего режима, произвести замеры производительности скважины и составить двусторонний акт.

9.4. Проведение технологического процесса при прокачке рабочей жидкости по варианту ВХВ.

9.4.1. На участках, где пластовое давление близко к гидростатическому столбу рабочей жидкости в скважинах, а пласты имеют хорошие коллекторские свойства, освоение под закачку воды или обработка некоторых нагнетательных и добывающих скважин может производиться без приготовления пены, а только при прокачке жидкости.

9.4.2. Заполнить приемную (желобную) или мерную емкость ЦА-320 водным раствором ПАВ (0,05‑0,1%) . При открытом затрубе произвести закачку воды через НКТ и генератор при давлении 7-12 МПа в режиме циркуляции через емкость 2‑4 часа. Периодически отбирать пробы для оценки КВЧ.

9.4.3. Закрыть затруб. Произвести задавку в пласт воды с замером приемистости при давлении 15-16 МПа в течении 0.5-1часа (в зависимости от приемистости).

9.4.4. Открыть затруб для излива. Произвести прокачку с циркуляцией воды при Руст=7 -12 МПа до снижения или прекращения выноса взвешенных частиц (1-1.5 часа).

9.4.5. При наличии интенсивного выноса ила или недостаточной приемистости п.п. 9.4.2 – 9.4.3 повторить 3 - 4 раза.

9.4.6. Перейти на другой интервал. Произвести операции по пп.9.4.2-9.4.4. После окончания обработки последнего интервала доспустить НКТ до забоя и произвести промывку до отсутствия в пробах взвешенных частиц. При наличии на забое песчаной пробки промывку производить с допуском труб при подаче воды через грязевый шланг.

9.4.7. Прокачать раствор глушения до появления циркуляции из затруба и выхода чистой воды при давлении Руст=7-12 МПа.

9.4.8. Закрыть затруб и произвести закачку жидкости в пласт при давлении Руст=15 МПа в течении 0.5 - 1 часа с замером приемистости.

9.4.9. Произвести обработку ПЗП реагентом, осуществляя его закачку в пласт через НКТ и установленное подземное оборудование.

9.4.10.Открыть затруб и произвести промывку скважины при давлении 7‑12 МПа. Промывку вести до прекращения выноса взвешенных частиц в отбираемых пробах.

9.4.11. При наличии интенсивного выноса ила или недостаточной приемистости п.п. 9.4.2 – 9.4.3 повторить 3 - 4 раза.

9.4.12. Промыть забой. Извлечь оборудование. Испытать на приемистость. Выполнить заключительные работы. Сдать скважину в эксплуатацию.

9.5. Полезные технологические процессы при реагентной обработке карбонатных пластов.

При обработке карбонатных пластов практическое применение получила закачка нефтекислотной эмульсии как самостоятельно, так и в комбинации с оторочками водонефтяных эмульсий или просто раствора соляной кислоты. При осуществлении технологии КВДХВ процесс приготовления эмульсий значительно упрощается, поскольку интенсивные вихревые и динамические пульсационные процессы, возникающие внутри генератора при прокачке жидкостей, будут способствовать протеканию весьма мелкодисперсного эмульгирования водонефтяной или нефтекислотной смеси. Поэтому появляется гибкая возможность осуществлять комбинирование закачки оторочек различных эмульсий и реагентов. В качестве примера приводится последовательность операций по комбинированию закачки оторочек нефтекислотной эмульсии и кислоты, при применении которой на турнейских карбонатных пластах были получены очень высокие результаты.

9.5.1. После проведения виброволнового воздействия (рабочая жидкость - нефть), подключить к смесителю (аэратору) кислотный агрегат и ЦА-320.

9.5.2. При открытом затрубе произвести одновременно закачку соляной кислоты (24% HCL) и нефти примерно в равном соотношении.

9.5.3. Закрыть затруб и закачать в НКТ нефть до полного вытеснения эмульсии из НКТ.

9.5.4. Если суммарный объем эмульсии был больше внутреннего объема НКТ, то переключиться на затруб и продавить нефть в объеме необходимом для полного вытеснения эмульсии в пласт из межтрубного пространства.

9.5.5. Переключиться на НКТ. При открытом затрубе закачать кислоту в объеме НКТ, закрыть затруб и продолжить закачку остатка, потом продавить нефтью в объеме на 0.5 м³ большим внутреннего объема НКТ.

9.5.6. Выдержать скважину до завершения реакции 1-2 часа.

9.5.7. Открыть затруб. Произвести виброволновое и депрессионно-репрессионное воздействия по извлечению продуктов реакции, до снижения выноса взвешенных частиц, достижения устойчивой гидродинамической связи скважины с пластом и притока нефти.