243. Перед гидравлическим разрывом пласта с целью ориентации трещины следует создать каналы посредством абразивного перфоратора в плоскости проектируемой трещины.
244. Перед кислотной обработкой с целью снижения давления закачки кислоты в пласт намеченный интервал вскрывается методом гидропескоструйной перфорации.
245. Процесс вскрытия гидропескоструйной перфорацией рекомендуется осуществлять снизу вверх.
246. Все работы по гидропескоструйной обработке скважин проводится в строгом соответствии с правилами промышленной безопасности, предусмотренными для гидравлического разрыва пласта («Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан», утвержденной Госгортехнадзором Республики Казахстан от 17 ноября 1994 года № 34).
Параграф 5. Укрепление призабойной зоны смолами
в рыхлых газоносных коллекторах
247. Обработка призабойных зон скважин смолами с целью укрепления пласта является одним из средств предотвращения выноса песка из пласта при эксплуатации скважин. Обработка смолами применяется, когда другие методы задержания песка (фильтры, гравийные набивки и прочее) оказываются неэффективными либо требуют больших затрат по сравнению с обработкой смолой.
248. Обработка призабойной зоны смолами возможна как во вновь пробуренных и неиспытанных скважинах, так и в скважинах, ранее эксплуатировавшихся. Обработка вновь пробуренных и неиспытанных скважин может проводиться непосредственно вслед за перфорацией. Необходимость обработки определяется на основании эксплуатации обрабатываемого пласта в соседних скважинах. Вызов притока жидкости или газа из пласта до обработки (например, при испытании скважины) не рекомендуется, так как это может привести к нарушению равновесия рыхлой породы пласта и ухудшить результаты обработки.
249. Скважины, предназначенные для обработки смолой, герметичны и имеют качественное цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта. При наличии негерметичности скважины ниже обрабатываемого интервала следует установить до обработки цементный мост или пробку-пакер, отделяющий нижнюю негерметичную зону от обрабатываемого интервала. При наличии негерметичности обсадной колонны или сообщения с верхним продуктивным горизонтом выше обрабатываемого интервала следует обрабатывать пласт с применением пакера, отделяющего верхнюю часть скважины.
250. При обработке призабойной зоны скважин, из которых во время эксплуатации извлечено большое количество песка, работам по креплению предшествует закачка крупнозернистого кварцевого песка или другого зернистого наполнителя в призабойную зону. Выбирая наполнитель, желательно обеспечить хорошую адгезию применяемой смолы к материалу зерен. Намыв наполнителя в каверны призабойной зоны следует повторять несколько раз с контролированием количества наполнителя, вошедшего в пласт.
251. Скважины, предназначенные для проведения обработки смолами имеют чистый забой.
252. Глушение скважины, вскрытие пласта, намыв наполнителя в каверны призабойной зоны и другие подготовительные работы следует проводить на жидкостях, не загрязняющих пласт или легко удаляемых последующей обработкой. Применение глинистого раствора в качестве рабочей жидкости при указанных работах не рекомендуется во избежание закупорки некоторой части обрабатываемой зоны, в результате которой эта часть останется не обработанной смолой.
253. Выбор феноло-формальдегидной смолы определяется в зависимости от температуры пласта согласно указанным инструкциям.
254. Возможно также проведение обработки призабойной зоны другими составами и способами, показавшими при лабораторных испытаниях хорошее качество крепления пластового песка при пластовой температуре.
255. При проведении обработки следует предусмотреть определение приемистости пласта до закачки смолы, извлечение труб из обрабатываемого интервала до начала загустевапия смолы.
256. Закачивать смолу следует при давлении, которое не вызывает гидроразрыва пласта. Если давление гидроразрыва пласта не известно, то можно условно определить его по формуле р = 0,2 Н, где Н - глубины обрабатываемой зоны в м, р - давление в кг/см 2.
257. Перед закачкой под давлением смол, кислот и других реагентов в скважину все нагнетательные наземные трубопроводы и арматура на устье скважины должны быть проверены опрессовкой на герметичность и прочность под давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое максимальное рабочее давление на насосе.
Глава 6. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
Параграф 1. Условия и способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
258. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин определяются целым рядом геолого-технических условий и факторов.
К ним относятся:
1) величина пластового давления и рабочий дебит скважины;
2) физико-химическая и товарная характеристика газа (количество парообразной влаги, конденсата, агрессивных компонентов в виде сероводорода, углекислоты, органических кислот);
3) характеристика пород-коллекторов продуктивного пласта (несцементированные, слабосцементированные, плотные);
4) термодинамические условия работы ствола скважины и условия гидратообразования в стволе;
5) количество пластов, эксплуатируемых одной скважиной, и условия вскрытия продуктивных горизонтов;
6) условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа к потребителям;
7) местоположение скважины по отношению к ГВК (газоводяной контакт).
259. В зависимости от перечисленных условий и факторов можно применять следующие способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:
1) эксплуатация по фонтанным трубам (без пакера или распакеровкой затрубного пространства);
2) совместно раздельная эксплуатация двух или нескольких продуктивных пластов посредством фонтанных труб и пакеров.
260. Эксплуатация газовых скважин но эксплуатационным колоннам без спуска в. них фонтанных труб допускается в виде исключения для устойчивых продуктивных пластов сравнительно небольшой мощности (10 - 15 м), с низким пластовым давлением (90 - 60 кг/см 2) и отсутствием коррозионных компонентов в газе и только в тех высокодебитных скважинах сводовой и присводовой части структуры, где происходит полный вынос конденсационной жидкости.
261. Фонтанные трубы спускают для:
1) предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, вызываемых присутствием в газе твердых примесей и агрессивных компонентов;
2) выноса жидкостей и механических примесей с забоя скважины на поверхность и улучшения тем самым ее продуктивности;
3) создания условий управления скважиной на случай возможных осложнений;
4) одновременной и раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов единым стволом (по фонтанным трубам и кольцевому пространству, разделенных при помощи пакера).
262. При наличии в газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота, органические кислоты и так далее) и при высоких пластовых давлениях, когда не исключена возможность разъедания эксплуатационной колонны, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин должна осуществляться только по фонтанным трубам.
263. В зависимости от конкретных условий затрубное пространство может быть изолировано при помощи пакеров и залито нейтральной жидкостью, не дающей осадка, или не изолировано.
264. Эксплуатация скважин по фонтанным трубам с неизолированным межтрубным пространством допускается только при условии герметичности эксплуатационной колонны, в которую подается антикоррозионный ингибитор.
265. Диаметр фонтанных труб определяется в зависимости от:
1) ожидаемого максимального рабочего дебита скважины;
2) максимально-допустимого перепада давления в стволе;
3) получения необходимых скоростей в фонтанных трубах (скорость у башмака фонтанных труб должна быть в пределах 5 - 10 м/с), обеспечивающих вынос с забоя скважины жидких и твердых примесей;
4) диаметра эксплуатационной колонны (в существующих скважинах);
5) наличия или отсутствия агрессивных компонентов в газе.
266. Для удаления жидкости и механических примесей с забоя газовых и газоконденсатных скважин рекомендуется применять также плунжерный лифт, Можно применять и другие методы удаления воды с забоя - периодическую эксплуатацию, использование вспенивающих жидкостей и эксплуатацию с автоматической продувкой в коллектор.
267. Одновременная эксплуатация по затрубному пространству и фонтанным трубам при условии постоянного выноса песка не допускается.
268. На период кратковременных исследований скважин разрешается, в зависимости от конкретных условий, эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин любым способом, перечисленным выше. При этом принимаются меры предосторожности, обеспечивающие сохранность недр и эксплуатационной колонны.
269. Одновременная и раздельная эксплуатация нескольких горизонтов одной скважиной по фонтанным трубам (с пакером) и затрубному пространству может осуществляться при условии отсутствия в газе, добываемом по межтрубному пространству, агрессивных компонентов, вызывающих интенсивную коррозию, и отсутствия возможности прихвата фонтанных труб.
270. Фонтанная арматура обеспечивает замер температур и давлений газа на устье скважины при любом способе эксплуатации обеспечивает возможность спуска в скважину глубинных приборов во время работы скважины.
Параграф 2. Установление технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин
271. На каждой скважине в соответствии с геологическими и технологическими условиями следует устанавливать и постоянно поддерживать оптимальный режим работы, обеспечивающий нормальную работу, скважины.
272. Первоначальный технологический режим работы скважин определяется по результатам испытаний этих скважин, проводимых по методу стационарных режимов фильтрации и результатам предшествующей опытной эксплуатации, с учетом геолого-промысловых особенностей залежи.