Промывка скважины после ГРП

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка, геля и парафина, осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 2.6.

У устья скважины располагают агрегат с колонной труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.

Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

Скорость восходящего потока при работе с НКТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45⁰.

Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта непрерывной трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения.

Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в НКТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

Рис. 2.5 Технология удаления геля и парафина в импульсном режиме. а) спуск НКТдо контакта с проппантом; б) выход на заданный режим промывки; в) промывка ГРП с подключением пластовой энергии; г) проработка интервала и освоение скважины Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в НКТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть поглощение технологической жидкости. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны непрерывных труб.

Поэтому при планировании операций по удалению проппантовых пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения НКТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пакеру через колонну НКТ. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки Известен способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку раствора кислоты с добавками ингибиторов. Основным недостатком способа является невозможность использования его при температурах пласта свыше 60^oC из-за утраты заводскими добавками ингибиторов защитных свойств и, как следствие, загрязнением пласта продуктами коррозии. Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ). Основной недостаток прототипа — его низкая эффективность при пластовых температурах свыше 60^oC и снижение продуктивности пласта из-за быстрой нейтрализации раствора, а также высокого поверхностного натяжения границы «раствор — пластовая среда», ведущего к снижению продуктивности пласта. Целью изобретения является повышение эффективности воздействия на пласт, повышение продуктивности при пластовых температурах свыше 60^oC. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты с ПАВ, перед закачкой рабочего раствора проводят промывку скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) на 3% растворе хлористого калия сдобавлением0,1% ПАВ, нижний конец (башмак) насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливается на уровне середины фильтра, затем закачивается раствор 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме «полоскания» попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство (динамическая кислотная ванна) в течение до 2 часов, затем, после промывки, рабочим раствором двенадцатипроцентной технической соляной кислоты с добавкой от 0,8% до1,25 ПАВ в объеме 0,5 — 0,7 м³ на каждый метр вскрытой эффективной толщины пласта проводят солянокислотную обработку с последующей выдержкой до 3 часов, очисткой забоя от продуктов реакции промывкой или продавкой их в пласт большеобъемным, в 2−3 раза превышающим объем рабочего раствора, низкоконцентрированным до 0,6% раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ, а в качестве добавок служат неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

Существенные признаки:

• — предварительная промывка скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с допуском насосно-компрессорных труб до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя составом с высокими пескоудерживающими свойствами, 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ и установка нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на уровне середины фильтра;
• — создание динамической кислотной ванны путем закачки раствора 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме «полоскания» попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство в течение до 2 часов и последующая промывка скважины;
• — закачка рабочего раствора двенадцатипроцентного раствора соляной кислоты с добавкой от 0,8% до 1,2% ПАВ в объеме 0,5−0,7 м³ на 1 метр вскрытой эффективной толщины пласта и последующая выдержка в течение не более 3 часов;
• — очистка забоя от продуктов реакции промывкой либо продавкой в пласт большеобъемными, в 2−3 раза превышающими объем рабочего раствора, низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ и освоение скважины;
• — использование в качестве добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами.