Параграф 2. Кислотные обработки скважин

225. Кислотная обработка призабойных зон скважин является эффективным средством интенсификации добычи газа (и увеличения приемистости при закачке газа или воды в пласт в случае разработки газоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления) для всех карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным и глинистым цементом или с прослоями карбонатных пород.

226. В зависимости от геологических условий для обработки применяется кислотный раствор, содержащий 12 - 15 % и выше соляной кислоты, 1 - 2 % уксусной кислоты, 2 - 6 % плавиковой кислоты (при глинистом цементе), ингибиторы, поверхностно-активные вещества на вскрытой перфорацией мощности. В отдельных случаях эта норма может быть увеличена.

227. Продавка соляной кислоты в пласт осуществляется или водой, или газом, подаваемым компрессором или же поступающим из скважины с высоким давлением.

228. При оценке эффективности кислотной обработки следует иметь в виду, что в некоторых случаях призабойная зона газовых скважин не сразу освобождается от воды, в которой была растворена кислота. Иногда для этого требуется длительное время - несколько недель и даже месяцев.

229. В обсаженных и перфорированных скважинах, вскрывающих мощные, особенно переслаивающиеся карбонатные пласты, рекомендуется проводить поинтервальную кислотную обработку с временной установкой пакеров выше и ниже обрабатываемого интервала.

230. Проектирование технологического процесса, подготовка скважин и проведение кислотной обработки осуществляется в соответствии с «Инструкцией по обработке нефтяных и газовых скважин соляной кислотой».

231. Независимо от технологической схемы обработки в кислотный раствор вводятся специальные добавки, которые:

1) предотвращают разрушение кислотой применяемого оборудования и

2) облегчают вынос продуктов реакции из призабойной зоны скважины.

232. Транспортировка и хранение кислоты, приготовление растворов, закачка их в скважину производится при строгом соблюдении правил техники безопасности, изложенных в «Типовой инструкции по безопасности труда при гидравлическом разрыве пластов и кислотной обработке скважин» РД-08-16-94, утвержденная Министерством нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан от 22 сентября 1994 года и в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан», утверждены Госгортехнадзором Республики Казахстан от 17 ноября 1994 года № 34.

Параграф 3 Гидравлический разрыв газового пласта

233. Гидравлический разрыв пласта является эффективным средством увеличения проницаемости призабойной зоны скважин за счет создания или расширения существующих в призабойной зоне трещин под действием давления закачиваемой в скважину жидкости.

234. Гидравлический разрыв особенно эффективен в устойчивых коллекторах с малой проницаемостью. Объектами для гидроразрыва являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 д) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.

235. Продуктивные пласты, имеющие более высокую проницаемость и находящиеся уже в длительной разработке, но содержащие еще большие запасы газа, могут также подвергаться гидроразрыву.

236. На месторождениях, эксплуатирующих залежи пластового типа, гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь только что введена в эксплуатацию, а скважины отвечают всем геолого-техническим требованиям.

237. На месторождениях, имеющих залежи водоплавающего типа, при выборе скважин для гидроразрыва необходимо учитывать расстояние от устья трещины до газоводяного контакта (ГВК), (далее – ГВК). Оптимальное расстояние от устья трещины до ГВК зависит от типа коллектора и не является постоянным. В зависимости от типа коллектора это расстояние может колебаться от 8 м до 40 м.

238. В продуктивных интервалах большой мощности (несколько десятков и сотен метров) в обсаженных скважинах, вскрытых перфорацией, производится поинтервальный, направленный, многократный гидроразрыв пласта с применением пакеров или иных изолирующих приспособлений и материалов (например, с применением аппарата АМГ-1 или путем засыпки нижних, обработанных интервалов песком).

239. Если скважины, подвергшиеся гидроразрыву, вначале имели высокий дебит и на протяжении сравнительно короткого времени эксплуатации снизили его, то в этом случае гидроразрыв можно повторить.

Примечание: если падение рабочего дебита газа связано со снижением пластового давления и уменьшением запасов газа в пласте, то повторный гидроразрыв может оказаться не эффективным.

240. Все работы по гидроразрыву пласта следует производить в строгом соответствии с правилами техники безопасности, предусмотренными для этой операции («Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан» утвержденной Госгортехнадзором Республики Казахстан 17 ноября 1994 года, № 34.).