2. Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов: гидроразрыв и солянокислотная обработка.

Гидроразры́в пласта́ (ГРП) — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант (обработанный кварцевый песок), в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

Обычно на проведении ГРП и других методов интенсификации нефтедобычи специализируются сервисные нефтяные компании (Halliburton, Schlumberger, BJ Services и др.).

КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН — химические способы интенсификации производительности водозаборных, дренажных и нефтяных скважин за счёт растворения пород вокруг скважины кислотами. Кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой кислот или их смесей. Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной кислоты с добавками 3-5% уксусной кислоты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой кислоты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором с добавкой 2-3% фтористоводородной кислоты. На время взаимодействия кислотного раствора с породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых — 24 ч. Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м³ и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах — 0,5-1,0 м³, в сильнопроницаемых пластах — 1,0-2,5 м³. Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органические вещества, то после промывки её соляной кислотой фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органическими растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости. По окончании времени реагирования кислотного раствора с породами водоносного или нефтеносного пласта скважина прокачивается эрлифтом или глубинным насосом с утилизацией жидкости на поверхности. В процессе дренирования скважины отбирают контрольные пробы жидкости и проверяют их на остаточную кислотность. После достижения значения pH, равного пластовой жидкости, прекращают прокачку и скважину вводят в эксплуатацию.

3. Ликвидация скважин. В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50—100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазово-допроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки. При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

№ экз. билета 12 1. Консервация скважин.

КОНСЕРВАЦИЯ— герметизация устья скважины на определенный период времени с целью сохранения её ствола в процессе бурения либо после окончания бурения. Консервация скважин проводится на непродолжительный срок (несколько месяцев) в процессе бурения при появлении в разрезе осложняющих горно-геологических условий, при кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в кусте, при освоении месторождений до обустройства промысла либо на длительные сроки — после отработки месторождения.

Консервация скважин подготовленных к эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо лишь присоединить её напорную линию к нефте- или газопроводу. Для сохранения пробурённого ствола отдельные интервалы скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период консервации закрепляют цементным раствором (цементными мостами) или другими вяжущими материалами (например, смолами). При возобновлении работ в скважине эти интервалы разбуривают. При консервации скважин на продолжительный период времени устьевая арматура скважины покрывается антикоррозионным покрытием.