4.5 Подъем безмуфтовой длинномерной трубы

После завершения работ по интенсификации притока углеводородов и, при необходимости в процессе работ, производится подъём БДТ. Извлечение БДТ из скважины производится со скоростью не выше 0,3 м/с, при этом необходимо постоянно следить за показателями индикатора веса, не допуская затяжек инструмента.

При прохождении башмака лифтовой колонны и интервала «на 20 м выше и ниже эксплуатационного пакера» (при его наличии), скорость подъема БДТ снижается до 0,05 м/с. При этом ведется наблюдение за оборудованием, отмечаются все отклонения в ходе процесса. Регулировка и согласование скорости подъема БДТ должны выполняться аналогично операциям по спуску БДТ.

Тяговое усилие инжектора, необходимое для подъема БДТ, должно устанавливаться вентилем давления привода, а давление контролироваться по манометру «ПОДЪЕМ». При подъеме натяжение БДТ на барабане регулируется вентилем давления привода.

За 50 м до предполагаемого входа промывочного переводника в блок превенторов необходимо отрегулировать систему прижима колодок гидровентилями таким образом, чтобы тяговое усилие, прилагаемое к БДТ, было минимальным и исключало возможность обрыва гидромониторной насадки. При входе инструмента в блок превенторов закрывается надкоренная задвижка фонтанной арматуры и снижается остаточное давление в ПВО до нуля.

Запрещается переключение скоростей инжектора при спуско-подъемных операциях (СПО) без его остановки во избежание повреждения инжектора и БДТ от возможных ударных нагрузок. Во всех случаях, когда не проводятся СПО, удерживающие (спайдерные) плашки блока превенторов должны быть закрыты. При остановке СПО более чем на 30 минут, необходимо зафиксировать удерживающие (спайдерные) плашки вручную винтами.

5 Воздействие на ПЗП скважин, вышедших из бурения

5.1 Процесс закачки кислоты в ПЗП

Для удаления из прискважинной зоны пласта химреагентов, скопившихся в ПЗП в процессе бурения и освоения, перед основной кислотной обработкой проводят декольматацию ПЗП путем установки щелочной ванны из 15% NaOH или кислотной ванны из 15% HСl.

В скважинах, вскрывших сеноманские отложения, где происходят пескопроявления, кислотные обработки ПЗП не производятся.

При кислотной обработке в ПЗП закачивается солянокислотный состав из 18 - 20% HCl с добавками ПАВ (ОП-10, неонол) 0,5 – 1,0%, уксусной кислоты (3,0 – 5,0%) или глинокислотный состав из 10 - 12% HCl + 3 - 6% HF с добавками от 0,5 до 1,0% НПАВ (неонол, ОП-10). После окончания закачки время выдержки кислотного раствора в ПЗП составляет от 1 до 2 часов с последующим освоением (таблицы 6, 7, 8, 9).

Таблица 6 - Расчетные количества соляной кислоты и воды для приготовления 1 м³ раствора кислоты запланированной концентрации

Исходная концентрация товарной кислоты, %	Запланированная концентрация кислоты
	8,0 %	10,0 %	12 ,0%	15,0 %	20,0 %
1	2	3	4	5	6
16,0	500 500	625 375	750 250	935 65	-
17,0	470 530	590 410	705 295	885 115	-
18,0	445 555	556 444	670 330	835 165	-
19,0	420 580	526 474	635 365	790 210	-
20,0	400 600	500 500	600 400	750 250	-
21,0	382 618	477 523	570 430	715 285	925 48
22,0	362 638	455 545	546 454	685 315	909 91
23,0	348 652	345 565	520 480	652 348	870 130
24,0	344 666	417 583	500 500	625 375	833 167
25,0	320 680	400 600	480 520	600 400	800 200
26,0	308 692	385 615	462 538	575 425	769 231
27,0	269 704	370 630	444 556	556 444	741 259
28,0	286 714	357 643	429 571	536 467	714 286
29,0	272 728	345 655	408 592	510 490	680 320
30,0	263 737	329 671	395 605	493 507	658 342
31,0	255 745	318 682	382 618	478 522	637 363
32	247 753	309 691	370 630	463 537	617 383
33,0	238 762	298 702	357 643	446 554	599 401
34,0	231 769	289 711	347 653	434 566	578 422
35,0	225 775	281 719	337 663	421 579	562 438
Примечание: числитель – количество соляной кислоты, л; знаменатель – количество плавиковой кислоты, л.

Таблица 7- Расчетные данные для определения объема плавиковой кислоты в 1 м³ раствора соляной кислоты

Запланированная концентрация плавиковой кислоты в растворе соляной кислоты, %	Концентрация товарной плавиковой кислоты, %	Концентрация раствора соляной кислоты и количество плавиковой кислоты в 1 м^3 раствора соляной кислоты*
3,0	40,0	8,0 68,0	10,0 68,6	12,0 69,3
	50,0	8,0 53,2	10,0 53,7	12,0 54,2
	60,0	8,0 41,9	10,0 42,3	12,0 42,7
4,0	40,0	8,0 90,6	10,0 91,5	12,0 92,4
	50,0	8,0 70,9	10,0 71,6	12,0 72,2
	60,0	8,0 55,8	10,0 56,4	12,0 56,9
5,0	40,0	8,0 113,3	10,0 114,4	12,0 115,5
	50,0	8,0 88,6	10,0 89,4	12,0 90,3
	60,0	8,0 69,8	10,0 70,5	12,0 71,1
6,0	40,0	8,0 135,9	10,0 137,3	12,0 138,6
	50,0	8,0 106,3	10,0 107,3	12,0 108,3
	60,0	8,0 83,8	10,0 84,6	12,0 85,4
Примечание:*числитель – концентрация соляной кислоты, %; знаменатель – количество плавиковой кислоты, л.

Таблица 8 – Расчетные данные для приготовления 1 м³ глинокислоты

Запланированная концентрация соляной кислоты, %	Запланированная концентрация плавиковой кислоты, %	Содержание компонентов в 0,1 м^3 раствора глинокислоты
		БФА, кг	соляная кислота
			для разложения БФА, %	запланированная концентрация, %	всего, %
10,0	2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0	3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8	2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0	10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0	12,5 13,6 15,0 16,0 17,0 19,5 22,0
12,0	2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0	3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8	2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0	12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0	14,5 15,6 17,0 18,0 19,0 21,5 24,0

Таблица 9 - Расчетные данные для определения количества уксусной кислоты в 1 м³ раствора соляной кислоты

Запланированная концентрация уксусной кислоты в растворе соляной кислоты, %	Концентрация товарной уксусной кислоты, %	Концентрация раствора соляной кислоты и количество уксусной кислоты в 1 м^3раствора соляной кислоты*
3,0	60,0	10,0 49,1	15,0 50,5	20,0 51,5
	70,0	10,0 41,1	15,0 42,8	20,0 43,6
	80,0	10,0 36,6	15,0 37,7	20,0 38,4
	90,0	10,0 32,7	15,0 33,6	20,0 34,2
4,0	60,0	10,0 65,5	15,0 67,4	20,0 68,6
	70,0	10,0 55,5	15,0 57,1	20,0 58,1
	80,0	10,0 48,8	15,0 50,2	20,0 51,2
	90	10,0 43,6	15,0 44,8	20,0 45,6
5,0	60,0	10,0 81,9	15,0 84,2	20,0 85,8
	70,0	10,0 69,4	15,0 71,3	20,0 72,7
	80,0	10,0 61,0	15,0 62,8	20,0 64,0
	90,0	10,0 54,5	15,0 56,0	20,0 57,1
Примечание:*числитель – концентрация соляной кислоты, %; знаменатель – количество уксусной кислоты, л.

5.2 Воздействие на ПЗП скважин, вскрывших порово-трещинные и

трещинно-поровые коллекторы

Для удаления из проводящих трещин и пор глинистой составляющей раствора и утяжелителей (ЖРК-1, ЖРК-2, барита) применяются следующие технологические этапы обработок ПЗП.

При использовании в качестве утяжелителя ЖРК-1 применяют солянокислотную обработку (СКО), а для растворения ЖРК-2 проводят глинокислотную обработку (ГКО).

Для растворения барита скважину промывают горячей водой при температуре не ниже 80^оС, после чего закачивают раствор кальцинированной соды 15%-ной или 17%-ной концентрации и продавливают в пласт для проведения конверсии барита. Оставляют скважину на 10-12 час для реагирования, затем удаляют продукты реакции пуском скважины в работу, проводят СКО прискважинной зоны пласта (п. 5.1).

При проведении кислотных обработок применяются кислотные составы, загущенные растворами ГЭЦ или КМЦ от 2,0 до 5,0%. Составы для кислотных обработок скважин, выходящих из бурения и не давших промышленных притоков, приведены в таблице 10. Составы для кислотных обработок низкопродуктивных эксплуатационных скважин приведены в таблице 11.

Освоение скважин, после обработки ПЗП кислотным раствором, с помощью койлтюбинговой установки ведется согласно [10].