Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для обрезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП — точечная и щелевая.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую – при движении перфоратора в вертикальном направлении.

Рис. 7. Гидропескоструйный перворатор.

1 – корпус перфоратора; 2 – направляющие сопла; 3 – шаровой клапан; 4 – хвостовик.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую головку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

Рис. 8. Схема размещения оборудования при проведе-нии гидропескоструйной перфорации по замкнутому циклу.

1 – перфоратор; 2 – репер-ный патрубок; 3 – эксплуата-ционная колонна; 4 – колонна насосно-компрессорных труб; 5 – превентор; 6 – арматура устья; 7 – блок фильтра; 8 – насосные агрегаты; 9 – блок манифольда; 10 – песко-смесительная машина; 11 – насосные агрегаты низкого давления; 12 – выкидная линия; 13 – ёмкость для жид-кости; 14 – сито улавливания шлама.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом – не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет: при диаметре насадки 6мм – от 10 до 12 МПа; при диаметре насадки 4,5 мм – от 18 до 20 МПа.

Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

Виброобработка

Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП, в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы, в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки, перед химической обработкой, перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа Г,ВЗ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса опре­деляют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2 – 3 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта.

Рис. 9 Скважинный электронагреватель.

2.4.5. Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже её.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева), при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Пуск скважины в эксплуатацию после тепловой обработки производят через 7 ч.

Конструкция скважинного электронагревателя приведена на рис. 8.

Электронагреватель подвешивают в скважину на кабель-тросе 1, который, пройдя через ловильную головку 2, присоединяется к сальникому фланцу 3 и клеммной головке 4. В клеммной головке кабель соединяется с трубчатыми нагревательными элементами 5. К ловильной головке 2 присоединен кожух 6, в нижней части которого имеется муфта 7 для крепления приборов.

При стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму.

При паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных ил ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа•с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.