Перевод добывающих скважин в нагнетательные

Перевод скважин на использование по другому назначению

· Перевод скважин из одной категории в дру­гую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.

· Работы по переводу скважин из одной катего­рии в другую осуществляются при полном соблюде­нии мер, предусмотренных технологическими схема­ми и проектами разработки месторождений.

· Работы по переводу скважин для использова­ния по другому назначению производят по плану, со­ставленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утверж­денному нефтегазодобывающим предприятием.

· В план работ по переводу скважин для исполь­зования по другому назначению включают следующие оценочные работы.

· Определение герметичности эксплуатацион­ной колонны.

· Определение высоты подъема и качества це­мента за колонной.

· Определение наличия заколонных перетоков.

· Оценка опасности коррозионного разруше­ния внутренней и наружной поверхностей обсадных труб.

· Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидко­сти по толщине пласта с помощью РГД.

· Оценка нефтенасыщенности пласта геофи­зическими методами.

· Излив в коллектор жидкости глушения сква­жины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины.

· Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

· Освоение скважины осуществля­ют в следующем порядке:

· В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП в соответствии с работами поп. 4.9.

· Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.

· Производят выбор скважинного оборудова­ния (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта.

· Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.

· При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отноше­нию к пласту, в котором велось закачивание воды.

· На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских прибо­ров и аппаратуры.

Зарезка новых стволов

Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР техни­чески невозможно или экономически нерентабельно.

· Производят обследование обсадной колон­ны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10-12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

· Спускают и проверяют проходимость шаб­лона для установления возможности спуска отклонителя. Диаметр шаблона D_ш и длину шаблона L_ш опре­деляют следующим образом:

L_ш = Lо + 300. 400 мм,

где Dо — наибольший диаметр отклонителя, мм;

Lо — длина отклонителя, мм.

· Производят отбивку муфт с помощью лока­тора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания «окна» и установки цементного моста.

· Устанавливают цементный мост высотой 5—6 м из условия расположения его верхней части на 0,5—1,0 м выше муфтового соединения.

· Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсад­ной колонны до глубины установки цементного моста.

· Проверяют герметичность обсадной колон­ны при давлении, в 1,5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб.

· Спускают на бурильных трубах отклонитель со скоростью не более 0,2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спус­кного клина. Спуск отклонителя до головы моста кон­тролируют по показаниям индикатора массы (2-3 де­ления). При осевой нагрузке 30—40 кН срезают ниж­нюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осе­вой нагрузки до 100 кН срезают верхние болты, осво­бождают и поднимают спускной клин.

Технология прорезания «окна» в обсадной ко­лонне.

· Спускают на бурильных трубах райбер, ар­мированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10—15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна».

· Производят прорезание колонны при вра­щении бурильного инструмента со скоростью 45-80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производитель­ность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки сле­дует постепенно увеличивать от 5 кН, в период прира­ботки райбера, до 50 кН, при вскрытии «окна», а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьша­ют до 10-20 кН.

· Оптимальную осевую нагрузку при выреза­нии «окна» выбирают в зависимости от диаметра рай­бера, и она должна составлять 2 кН на каждые 100 мм диаметра райбера.

· О полном вскрытии «окна» в обсадной ко­лонне судят по показаниям индикатора массы и ма­нометра, установленного на манифольдной линии (давление резко повышается).

· Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы.

· Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, приняты для данного геологического раз­реза.

Работы по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на ос­нове изучения причин низкой продуктивности сква­жин с учетом физико-химических свойств пород пла­ста-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических ис­следований по оценке фильтрационных характерис­тик ПЗП.

ОПЗ проводят только в технически исправ­ных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геоло­гические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом раз­работки месторождения, действующими инструкци­ями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

o в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

o в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

· обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

· подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

· промывку пеной или раствором ПАВ;

· гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

· циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

· многоцикловую очистку с применением пенных систем;

· воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

· ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

· воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

для приготовления загущенной кислоты в ра­створ соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в сква­жинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первич­ные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концент­рации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воз­действия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, про­ницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загряз­ненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо ис­пользование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м 3 ра­створа на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представлен­ных ангидритами, используют соляно-кислотные ра­створы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Источник

Учет изменений фонда скважин

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV—уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т. е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но могут быть и в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» (табл. 3). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

Эксплуатационный фонд—основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.

Таблица 3. Форма отчета «Фонд скважин»

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на наполнении жидкости при периодической эксплуатации);

скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим, относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т. е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и др., если ранее они никогда продукции не давали.