Селективное воздействие на пласт

Объектом селективного воздействия на пласт является или интер­вал перфорационных отверстий; расположенных на определенном уровне, или зона негерметичности эксплуатационной колонны, через отверстия которой в скважину поступает флюид (вода, газ, нефть). Тех­нология используется, когда нужно обработать точно заданный интер­вал, например, при нагнетании цементного раствора, поинтервальной кислотной обработке или в других случаях.

168

Применяемое оборудование и материалы:

колтюбинговая установка;

емкости для промывочной и отработанной жидкостей;

два пакеры, устанавливаемые на колтюбинговой трубе;

локатор;

промывочная жидкость.

Особенностью конструкции инструмента, применяемого при вы­полнении описанных операций, является наличие сдвоенного пакера, герметизирующие элементы которого в транспортном положении обес­печивают перемещение оборудования в колонне лифтовых труб. Рас­стояние между пакерами, образующими сдвоенный пакер, выбирают соответственно длине интервала скважины, обрабатывать который предполагается в данном случае.

При проведении этих работ на колтюбинговой трубе спускают сдвоенный пакер и выше его на точно определенной высоте - локатор (рис. 12.4 а). После спуска пакера ниже расчетного уровня, колтюбин-говую трубу поднимают до тех пор, пока локатор не зафиксирует за­данное положение пакера относительно обрабатываемого интервала.

Рис. 12.4. Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдво­енный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а также при про­ведении процесса воздействии (в): 1 — колтюбинговая труба; 2 — локатор, ус­тановленный на колтюбинговой трубе; 3 - верхний пакер; 4 - соединительный патрубок с отверстиями; J — нижний пакер; 6 — интервал скважины, подвер­гаемый воздействию

169

Потом пакер приводится в рабочее положение, при котором внешние поверхности камер плотно прижимаются к стенкам эксплуата­ционной колонны, в результате чего обрабатываемый интервал отделя­ется от полости скважины (рис. 12.4 б).

На следующем этапе работ приоткрываются отверстия, по кото­рым полость колтюбинговой трубы соединяется с пространством между пакерами. В него закачивается необходимая технологическая жидкость, а при необходимости - продавочная. После выдержки скважины на протяжении определенного времени давление уменьшается, пакер пе­реводится в транспортное положение и извлекается на поверхность.

Освоение скважин после гидроразрыва пласта (ГРП)

Основными требованиями к технологии освоения скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) являются:

• проведение работ по промывке забоя и получению притока пла­ стовых флюидов в минимальный срок для сокращения времени простоя скважины;

• быстрое удаление технологических жидкостей и сохранение максимальной проницаемости трещины, созданной при ГРП;

• максимальное удаление незакрепленных частиц пропанта для снижения уровня выноса механических примесей до значения, близкого к фоновому по месторождению;

• выполнение работ в стволе скважины при сниженном гидроди­ намическом давлении без потерь технологической жидкости в пласт во избежание снижения его коллекторских свойств (рис. 12.4, в).

Аналогичные работы выполняются после проведения гидропеско­струйной перфорации.

Применяемые оборудования и материалы:

• колтюбинговая установка;

• насосная установка;

• емкости для промывочной и отработанной жидкостей;

• промывочные жидкости;

• источник азота.

Операция по очистке и азотному газлифту обычно проводится за один спуск-подъем колтюбинговой грубы и состоит из трех стадий.

Промывка ствола скважины после ГРП

Проводится для очистки зумпфа максимально глубже нижних перфорационных отверстий.

170

Благодаря использованию двухфазных и пенных технологических жидкостей обеспечивается промывка забоя без потери циркуляции в скважинах, где коэффициент аномальности пластового давления со­ставляет от 0,3 до 1,0 от гидростатического. При этом достигается хо­роший вынос твердых частиц на поверхность при прямой циркуляции на относительно малых скоростях нагнетания даже в обсадных колон­нах диаметрами 146, 168, 178 и 104 мм и в стволах с большим отклоне­нием от вертикали горизонтальных скважин.

Газлифт через рабочую колонну ГНКТ

Проводится для получения стабильного притока чистого пластово­го флюида и снижения концентрации твердых частиц. Уровень депрес­сии на пласт может достигать от 7,0 до 14,0 МПа, разрешая тем самым добиться очистки призабойной зоны и заколонного пространства от не­закрепленных твердых частиц. Эта операция разрешает исключить необ­ходимость спуска насоса для подъема имеющейся в скважине жидкости. Продолжительность газлифтной стадии может составлять 12 ч и более. Как агент может быть использован азот или газ из трубопровода.

Финальная промывка ствола скважины

Промывка проводится до искусственного забоя перед спуском на­сосного оборудования в целях удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц.

Средняя продолжительность работ с применением колтюбинговой установки - от 2 до 5 суток, включая продолжительный азотный газ­лифт (на протяжении 12-16 часов) и ПЗР.