115. Технологии работ крс по ликвидации скважин.

Ликвидация скважин – комплекс работ, связанный с выводом скважины из эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные, выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при бурении или эксплуатации (третья категория); г) обводнившаяся и не предполагающая проведение на скважине следующих работ. Интервал пластов со слабыми нефтяными проявления эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория).

Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает проведение на скважине следующих работ.

Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на глубину толщины пласта, плюс 50 м ниже подошвы и выше кровли. Над продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м. Ствол скважины заполняется буровым раствором, позволяющим создать давление на забой выше пластового.

Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.

ЭК извлекают при одновременном выполнении условий:

1. За ЭК нет сильно отдающих или сильно поглощающих пластов;

2. за ЭК нет рыхлых или текущих пластов;

3. за ЭК нет цементных сальников

4. качество поднимаемой ЭК достаточно для дальнейшего использования.

На башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50

м.

Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0.5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают.

116. Состояние призабойной зоны пласта при эксплуатации скважин.

ПЗП (критическая зона) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи (скин- эффект).

Причины загрязнения ПЗП:

1) Фильтрат бурового раствора;

2) Кольматация;

3) Отложения АСПО;

4) Отложения солей;

5) Набухание глин и т.д.

Естественные коллекторские свойства пласта характеризуются нулевым скин-эффект, при загрязнении по различным причинам ПЗП скин-эффект имеет положительное значение, после проведение специальных работ (ГРП) скин может достичь отрицательных значений.

Обработка (стимуляция) призабойной зоны пласта – это комплекс мероприятий, необходимый для восстановления или улучшения коллекторских свойств ПЗП (0.5 - 2.0м)

Различают 5 методов стимуляции:

1) гидроразрыв;

2) очистка забоя;

3) контроль песка;

4) контроль воды;

5) обработки призабойной зоны.

Гидроразрыв - различают кислотный разрыв механический разрыв

очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.

- контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино-тканевый гравел-пак, экраны, хвостовики, расфасованные экраны.

- контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.

Достигается - Системами на базе полимеров

Неорганические гели

На базе резины

На базе цемента

Закачки полимеров

Механическими методами

Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.

Уменьшение притока жидкости может быть

на забое

в ПЗП

- из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

осадки

закупорка песком

загрязнение перфорации

загрязнение парафином

асфальтены

подобные проблемы

ПЗП может быть засорена

буровым раствором

цементом

жидкостью закачивания

при добыче, или

илом, глиной.

Сокращение природного притока

применение разрыва для некоторых пластов в которых течение жидкости невозможно из-за низких коллекторских свойств пласта.

Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках – как и для очистки порового пространства, так для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся.

Скин-эффект –все причины, которые создают экран для течения жидкости.

Суммарный скин-эффект - сумма всех скин-эффектов в скважине - всех ущербов в пласте и всех псевдо-скин-эффектах.

Псевдо-скин-эффект – складываются все скин-эффекты, которые возникают вне пласта при самом высоком значении продуктивности пласта. К ним относятся

- турбулентный режим или нарушение лифта

частичное проникновение

частичная или забитая перфорация

проблемы с погружным насосом

штуцер

освоение скважины.