5.7. Селективное воздействие на пласт

Объектом селективного воздействия на пласт являются либо перфорационные отверстия, расположенные на определенном уровне, либо зона негерметичности эксплуатационной колонны, через отверстия которой в скважину поступает вода. Подобное воздействие осуществляют при закачке цемента, поинтервальной кислотной обработке либо в других случаях, когда нужно обработать точно заданный интервал.

При проведении этих работ на колонне гибких труб спускают сдвоенный пакер и выше него на точно определенной высоте – локатор (рис. 5.10, а). После спуска пакера ниже расчетного уровня колонну гибких труб приподнимают до тех пор, пока локатор не зафиксирует ее требуемого положения.

Затем пакер приводится в рабочее положение и наружные поверхности камер плотно прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны (рис. 5.10, б).

На следующем этапе работ открываются отверстия, через которые полость колонны гибких труб сообщается с пространством между пакерами. В него закачивается необходимая технологическая жидкость и при необходимости продавочная. После выдержки скважины в течение необходимого времени давление уменьшается, пакер переводится в транспортное положение и извлекается на поверхность.

Особенностью конструкции инструмента, применяемого при выполнении описанных операций, является пакер, герметизирующий элемент которого в транспортном положении обеспечивает перемещение оборудования в колонне лифтовых труб диаметром 89 мм. Расстояние между каждым из пакеров, образующих сдвоенный пакер, выбирают в соответствии с длиной интервала скважины, обрабатывать который предполагают в конкретном случае.

5.8. Кислотная обработка призабойной зоны

Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на кар-

		Рис. 5.10. Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдво­енный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а также при проведении процесса воздействия (в): 1 – колонна гибких труб; 2 – локатор, установленный на КГТ; 3 – верхний пакер; 4 – соединительный патрубок с отверстиями; 5 – нижний пакер; 6 – призабойная зона пласта, подвергаемая воздействию
	Рис. 5.11. Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при ки­слотной обработке скважин. Кислота: 1 – закачиваемая в КГТ, 3 – в полости скважины, 4 – продавленная в призабойную зону пласта; 2 – пакер,

бонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличение его проницаемости.

Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты.

В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты (рис. 5.11), после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды.

Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25 – 30 %.