Технологический регламент работ по реагентной обработке газовой скважины

20 сентября 2017/ Технологии

Область применения технологии

  • Нефтяные и нагнетательные скважины нефтяного месторождения.
  • Продуктивный пласт представлен терригенными породами.
  • Коэффициент проницаемости продуктивных пород не менее 50 мД.
  • Толщина продуктивного пласта ≥ 3м.
  • Начальное пластовое давление снизилось не более, чем на 30%.
  • Производительность скважины ниже потенциальной возможности, что обусловлено кольматацией порового пространства глинистыми образованиями.
  • В процессе эксплуатации месторождения отобрано извлекаемых запасов не более 60%.

Техника и материалы

Техника

  • Агрегат для спускоподъемных операций при подземном и капитальном ремонте скважин;
  • Насосный агрегат для приготовления кислотного раствора и его закачки в скважину с расходом 9-16 л/с (3,3 - 6 баррелей/минуту) при давлениях соответственно 40 – 37 МПа (5700 psi и 5300 psi);
  • Насосно-компрессорные трубы с общей длиной согласно расчету;
  • Расходная емкостью 30 мз (200 баррелей) пластовой воды;
  • Порожняя расходная емкость 30 мз (200 баррелей);
  • Автоцистерна;
  • Устьевая арматура;
  • Паропередвижная установка при отрицательных температурах воздуха;
  • Азотная установка для освоения скважины.

Материалы:

  • Пластовая вода в объёме, равном двум объёмам скважины;
  • Жидкость глушения (промывочная жидкость) – согласно расчёту;
  • Технологический раствор, взаимодействующей с кольматирующими образованиями прискважинной зоны. Компоненты раствора определяются по результатам лабораторных экспериментов, объем раствора – согласно расчёту.

 

Подготовительные работы

  • Проводят контрольные замеры дебита скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины;
  • Переезд на скважину;
  • Приготовление жидкости глушеня;
  • Расстановка и монтаж оборудования;
  • Производят глушение скважины;
  • Подъём НКТ с пакером;
  • Спуск колонны НКТ до забоя скважины с муфтой «перо» на конце;
  • Промывка скважины раствором глушения в объеме двух циклов циркуляции;
  • Подъём колонны НКТ до нижнего интервала перфорации.
  • Устанавливают устьевую арматуру.
  • Подключают насосный агрегат к трубному пространству. Затрубное пространство подключают к выкидной линии. Опрессовывают нагнетательную линию.

 

Технологический процесс

  • Постановка кислотной ванны в объеме интервала перфорации. Состав раствора: ингибированная соляная кислота 12-15% концентрации, ПАВ неонол АФ 9-12 - 0,3%. Время выдержки на реакцию 2 часа.
  • Удалить обратной промывкой кислотный раствор и продукты его реакции на факел.
  • Закачать технологические растворы в продуктивный пласт:
    • закачать смесь 12% -ной ингибированный соляной кислоты с ПАВ неонол АФ-9-12 -0,3%; Объем раствора согласно расчёту;
    • закачать расчётный объём раствора, содержащей 5% ингибированной соляной кислоты и сухого глинокислотного состава заданной концентрации. Объём раствора согласно расчёту. Время выдержки растворов 1-1,5 часа.
  • Освоение скважины для удаления технологических растворов и продукты их реакции из продуктивного пласта.

 

Заключительные работы

  • Скважину пускают в работу.
  • Производят контрольные замеры дебита скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины.