Виды ГТМ, применяемых на нагнетательных скважинах
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2.Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивномводопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременнымиизливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов. Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ). Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости. Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500•10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
Критериями выбора методов воздействия на ПЗП являются поставленные перед воздействием цели, достигаемые за счет существующих технологий воздействия эффект, состояние ПЗП, геолого-физические особенности пласта в т.ч. литологические и минералогические, физико-химический состав и с-ва пластовых флюидов, техническое состояние и особенности конструкции скважины, динамика технологических показателей скважины. Главной целью воздействия на ПЗП нагнетательных является повышение продуктивности по нефти для добывающей и приемистости по воде для нагнетательной скважины, что может достигаться за счет очистки ПЗП, улучшения её фильтрационной характеристики по отношению к естественному состоянию пласта, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных, изоляция обводненных интервалов в добывающих, а также вовлечение неработающих интервалов. В зависимости от принципиальных технологий и направленности эффекта методы воздействия делятся на следующие группы:
Химические методы – направлены на растворение компонентов, снижающих проницаемость ПЗП и увеличения проницаемости существующих каналов фильтрации. Для терригенных коллекторов используются ГКО. СКО используются для воздействия на карбонатные коллектора. СКО и ГКО могут применяться при освоении скважин после бурения и для очистки ПЗП нагнетательных скважин от кольматирующих материалов (окислов железа, КВЧ) Обработки растворителями применяются для удаления отложений АСПО в ПЗП.
Механические методы - направлены на формирование новых каналов фильтрации (ГРП, гидропескоструйная перфорация) и очистки имеющихся (гидровиброобработка). ГРП является одним из наиболее эффективных механических методов воздействия. ГРП применяется в низкопродуктивных малообводненных скважинах. Недопускается проведение ГРП в технически неисправных скважинах, при высокой вероятности прорыва нагнетаемой или законтурной воды. С высокими рисками связано проведение ГРП в зоне с неконтактной подошвенной водой. ГРП может использоваться для повышения приемистости нагнетательных скважин – негативным последствием при этом могут быть более быстрые темпы обводнения добывающих при прорыве воды по высокопроницаемым каналам.
Виброобработка-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.. При заглинизированности породы коллектора более, чем на 9% высока вероятность получения отрицательного эффекта.
Тепловое воздействие - проводят в коллекторах с тяжелыми высоковязкими парафинистыми смолистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее. В карбонатных коллекторах с высоковязкой нефтью для повышения дебитов скважин проводят циклическую закачку пара в добывающие скважины. Использование тепловых методов в нагнетательных скважинах – нагнетание горячей воды, перегретого пара, внутрипластовое горение в залежах высоковязких нефти приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и увеличению темпов отбора. Физические методы в варианте акустического воздействия проводятся в добывающих скважинах с целью уменьшения вязкости нефти и срыва пленок смолистых веществ в результате кавитационных эффектов.
Физико-химические методы воздействия как правило направлены на изоляцию водопритоков в добывающи скважинах, выравнивание профиля притока, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для добывающих скважин может применяться обработка ПЗП гидрофобизаторами, закачка пен, закачка гелеобразующих составов, вязкоупругих систем, суспенцзий закупуривающего материала и т.д. Для нагнетательных закачка суспензий гашеной извести, полимерных суспензий, ВУС, ГОС, силиката натрия.
Выбор конкретного метода определяется характером неоднородности разреза, проницаемостями пропластков, термобарическими условиями скважин и др.факторами.