8.3 Особенности рир нагнетательных скважин

Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин - высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое.

До настоящего времени широкое распространение имеет способ снижения пластового давления как путем самоизлива, так и остановки скважины. Недостаток применения самоизлива обусловливается требованиями охраны окружающей среды, а остановки скважины — общим падением уровня пластового давления в отдельной зоне разрабатываемой площади, приводящим к снижению добычи нефти.

Недостаток глушения скважины заключается в трудоемкости и дороговизне проводимых работ и ухудшении проницаемости призабойной зоны. Поэтому при подготовке нагнетательных скважин к ремонту необходимо исходить из конкретных условий разработки месторождения, отдельной площади или даже зоны.

Если самоизлив обеспечивает быстрое снижение устьевого давления при закачивании пресной воды, то необходимо применять только этот способ. При закачивании сточных и других высокоминерализованных вод применение самоизлива можно рекомендовать только в том случае, когда возможны быстрый сбор и утилизация изливаемой воды.

В видах РИР и технологии их осуществления в нагнетательных и нефтяных (газовых) добывающих скважинах больших различий нет, за исключением величины давления опрессовки эксплуатационной колонны после ремонта.

На практике часто после РИР в нагнетательной скважине эксплуатационная колонна по всей длине испытывается на герметичность давлением, равным или несколько большим давления закачивания воды в пласт. Однако такому испытанию должен подвергаться лишь интервал колонны, в котором были проведены РИР; остальная ее часть должна быть изолирована пакером.

После РИР закачивание воды должно осуществляться только через НКТ с пакером. Затрубное пространство между НКТ и эксплуатационной колонной должно быть заполнено жидкостью, обработанной ингибитором коррозии. На устье между эксплуатационной колонной и кондуктором должен быть установлен манометр.

8.4 Методы и технология освоения скважин после рир

Заключительный этап РИР включает в себя: испытание эксплуатационной колонны на герметичность и ее перфорацию против запланированных интервалов продуктивного пласта, вызов притока нефти и газа из пласта.

В зависимости от конкретных условий испытание эксплуатационных колонн на герметичность осуществляется до разбуривания цементного моста или до и после его разбуривания. Используют два способа испытания эксплуатационных колонн на герметичность: внутренним избыточным давлением и снижением уровня жидкости в колонне. Второй способ в основном применяют в нефтяных добывающих скважинах (после отключения верхних пластов, интервалов негерметичности колонны), в которых при эксплуатации на устье не ожидается избыточного давления. Допустимое повышение уровня жидкости в эксплуатационной колонне (различных диаметров) за 8 ч испытания ее на герметичность.

Для перфорации обсадных колонн можно применять один из следующих способов: пулевой, торпедный, кумулятивный, гидропескоструйный (см. гл. 4). В настоящее время наиболее часто осуществляют кумулятивную перфорацию. Вызвать приток жидкости и газа из пласта после ремонтных работ можно в условиях, когда пластовое давление выше гидростатического, равно гидростатическому и ниже гидростатического.

В первом случае перфорацию пласта осуществляют при наличии в скважине промывочной жидкости большой плотности (1400 - 2000 кг/м³). Такую жидкость заменяют постепенно:

а) сначала в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ закачивают жидкость плотностью на 300 - 400 кг/м³ меньше первоначальной, вызывают на излив на 10 - 12 мин и снова закрывают на 5 - 6 мин для восстановления забойного давления, затем скважину снова открывают на излив и т. д.;

б) после проведения 6 - 7 циклов скважину открывают на более длительный излив для удаления грязной воды. Этот период длится 30 - 60 мин в зависимости от продуктивности скважины, одновременно промывают и водовод. На всю операцию затрачивают всего 2 - 4 ч;

в) лучшие результаты достигаются при изливах с созданием противодавления на пласт, чередованием излива с кратковременным возобновлением закачки воды в скважину для восстановления забойного давления; г) продавливание воды в пласт при давлении, значительно превышающем рабочее давление нагнетания. Продавливание проводится без пакера (давление не превышает 12 - 15 МПа в зависимости от диаметра колонны) с пакером (давление на устье поднимается до 35 - 40 МПа); после продавливания скважину подключают к водоводу;

е) гидравлический разрыв пласта с предварительной его обработкой гидропескоструйным методом;

ж) химическая обработка призабойной зоны пласта кислотными растворами (для пластов, представленных известняками или песчаниками с карбонатным цементом) или растворами ПАВ;

з) применение тепловых методов обработки призабойиой зоны.