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.

 

 

 

 

 

1 - колонна гибких труб; 2 - локатор, ycтановленный на KГT; 3 – верхний пакер; 4 - соединитель­ный патрубок с отвер­стиями; 5 - нижний па­кер; 6 - призабойная зо­на пласта, подвергаемая воздействию

 

Рис. 5.10. Схема внутрискважинного оборудо­вания, содержащего сдво­енный пакер, в транс­портном (а) и рабочем (б) положениях, а также при проведении процесса воздействий (в):

 

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

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 карбонатные 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 про давки 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, KIT 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%.

 

⇐ Предыдущая891011121314151617Следующая ⇒

Поделиться: