Капитальный ремонт скважин установками Непрерывная труба в ОАО Сургутнефтегаз

Капитальный ремонт скважин установками «Непрерывная труба» в ОАО «Сургутнефтегаз»

Л.М. КОЧЕТКОВ, д.т.н., начальник управления, В.Н. ЖУРБА, начальник геологического отдела, Сургутское управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, ОАО «Сургутнефтегаз»


В настоящее время во всем мире при бурении, заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин все большую популярность приобретает использование установок «Непрерывная труба». Благодаря высоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе и преимуществам экологического характера эти установки в последние годы становятся эффективным средством решения множества задач по ремонту скважин. Достоинства «непрерывной трубы» сказываются и на экономических показателях, обеспечивая существенную экономию затрат.
Ремонт скважин с применением установок «Непрерывная труба» в ОАО «Сургутнефтегаз» был начат в феврале 1994 г. На протяжении двух лет работы велись одной установкой производства фирмы «Стюарт и Стивенсон». Накопленный опыт определил перспективы их применения в ОАО «Сургутнефтегаз».
Были закуплены три установки и четыре насосных агрегата американской фирмы «Хайдра Риг». Их запуск в мае-июле 1996 г. позволил увеличить количество выполняемых работ. Расширилась и номенклатура ремонтов, основную массу составили промывки гидратно-парафиновых пробок; проводились промывки забоев, кислотные обработки призабойных зон, геофизические исследования на нефтяных и нагнетательных скважинах.
В конце 1997 г. приобретено еще пять установок и пять насосных агрегатов. В июле 1998 г. на насосно-компрессорных агрегатах произведен монтаж автономных нагревательных котлов, что повысило автономность бригад. Прежде для нагревания промывочной жидкости использовались паро-передвижные установки. До конца 2000 г. нагреватели были смонтированы на всех установках.
В 1999 г. акционерное общество дополнительно закупило 6 установок и насосные агрегаты с автономными нагревательными котлами. В 2000 г. — еще 8 установок. Таким образом, количество эксплуатируемых импортных установок достигло 23 комплектов. Кроме того, в управлении имелись 3 установки производства Республики Беларусь.
В 2002 г. в управлении работали 22 бригады КРС с установками «Непрерывная труба»; две были оборудованы непрерывной трубой с пропущенным внутри геофизическим кабелем и две установки являлись подменными при проведении техобслуживания.
Сегодня в СУПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз» эксплуатируются четырнадцать комплексов «Непрерывная труба», одна с геофизическим кабелем, одна работает на подмене. Каждый комплекс состоит из установки «Непрерывная труба», насосно-компрессорного агрегата, а также дополнительного оборудования, состоящего из емкости объемом 10 м3 и желобной циркуляционной системы.
Все оборудование НТ и НКА смонтировано на полноприводном шасси грузового автомобиля «Кенворт» повышенной проходимости. Общий вес установки — 43 тонны. На установке используется шовная труба диаметром 38 и 44 мм. Длина трубы на барабане диаметрами 38 мм — 3800 м, 44 мм — 3500 м.
Установка способна производить спуск и подъем из скважины «непрерывной трубы» с сопутствующим технологическим оборудованием, обеспечивая временную или постоянную циркуляцию, при этом скважина может находиться в эксплуатации.
Производственная база по обслуживанию установок НТ имеет 2 стенда для перемотки «непрерывной трубы» и стенд по запассовке геофизического кабеля внутрь трубы.
Начиная с 1994 г. наблюдается постоянная тенденция роста количества ремонтов, выполняемых установками «Непрерывная труба». В 1994 г. было отремонтировано 80 скважин, а в 2002 г. количество ремонтов достигло 2520. К 2007 г., ввиду снижения объемов работ для применения установок «Непрерывная труба», количество ремонтов снизилось до 1597 (рис.).
 


В 1994 — 1995 гг. основными видами ремонтов были промывки гидратно-парафиновых пробок, за исключением двух скважин Маслиховского месторождения, где в феврале 1995 г. проводились работы по промывке забоя и освоению скважин. С 1996 г. начаты работы по извлечению посторонних металлических предметов из НКТ, бурению цементных мостов и солевых отложений в насосно-компрессорных трубах, освоению скважин пенными системами, обследованию скважин печатями, изоляционные работы по физической ликвидации скважины, изоляции пласта цементом с целью ликвидации нижней части ствола скважины, промывке оборудования после гидравлического разрыва пласта от проппанта, дополнительной перфорации на нефтяных и нагнетательных скважинах, гидропескоструйной перфорации насосно-компрессорных труб, выравниванию профиля приемистости на нагнетательных скважинах. В 1997 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» были разработаны и внедрены технологии ремонта скважин с применением установок «Непрерывная труба», не имеющие аналогов в России. Это работы по контролю геофизическими методами за разработкой скважин с боковыми стволами и с горизонтальными забоями, а также работы по ликвидации заколонных водоперетоков в горизонтальных стволах.
Основной способ, применяемый для ликвидации заколонных перетоков в скважине, — это закачка тампонирующих составов в интервал перетока. Проведение этих работ требует в одном случае (интервал перетока не сообщается с перфорированным участком эксплуатационной колонны) установки отсекающего цементного или песчаного моста (для защиты продуктивных пластов от тампонажного материала) и перфорации спецотверстий; в другом случае (переток идет в перфорированный участок) — проведения изоляционных работ через верхнюю часть зоны перфорации. Эти мероприятия или существенно увеличивают продолжительность ремонта, или оказывают негативное воздействие на разрабатываемый интервал продуктивного пласта.
Следует отметить, что на скважинах с горизонтальными участками забоя установка песчаных или цементных мостов затруднена конструкцией скважины, препятствующей образованию сплошной пробки.
Для исключения вышеперечисленных негативных факторов была разработана технология проведения ремонтно-изоляционных работ заколонных перетоков на скважинах с горизонтальными участками стволов с использованием блокирующих жидкостей для отсечения перфорированной части эксплуатационной колонны. Исследование скважины с целью определения источника обводнения ее продукции или повышения газового фактора начинается с анализа динамики промысловых данных режима ее работы, изучения истории строительства скважины, анализа состояния разработки скважины и продуктивной залежи.
Конструкция забоя горизонтального ствола скважины накладывает свои ограничения на глубинные исследования и интерпретацию полученных данных, обуславливаемые: расслоением потока жидкости (газ — нефть — вода) по сечению хвостовика и заколонного пространства; сложным строением многофазной смеси в горизонтальном стволе скважины, характеризующимся наличием газожидкостных пробок, различными скоростями движения фаз и нестабильностью во времени; трудоемкостью спуска приборов.
Это снижает информативность результатов замера или делает их расшифровку невозможной, затрудняет планирование и проведение ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах.
Геофизические работы проводятся на «непрерывной трубе» с геофизическим кабелем для обеспечения возможности спуска приборов в горизонтальный ствол скважины. Скважина, на которой собираются проводить изоляцию заколонных водоперетоков, должна удовлетворять следующим требованиям: компоновка хвостовика бокового ствола должна иметь внутренний диаметр — не менее 75 мм; обсадная колонна должна быть герметичной; в скважину спускается воронка на НКТ 89 мм, глубина спуска — не менее чем на 1 м выше воронки адаптера; лифт НКТ должен быть герметичным; фонтанная арматура с проходным сечением — не менее 75 мм; приемистость скважины равна или более 150 м3 при давлении не более 12,0 Мпа (или максимально допустимом давлении опрессовки колонны).
Оснащение ремонтируемой скважины подвеской НКТ 89 мм, оборудование устья фонтанной арматурой производит бригада КРС перед переездом бригады «Непрерывной трубы» на скважину. Проходной диаметр не менее 75 мм позволяет производить в скважине спуск необходимого технологического оборудования, турбобуров с долотами.
Проведение работ по изоляции заколонных перетоков в скважинах с горизонтальными стволами включает в себя: определение рецептуры и параметров, применяемых для проведения работ с изолирующими и блокирующими жидкостями; приготовление и закачку в перфорированную часть горизонтального ствола блокирующей жидкости; приготовление и закачку в зону водоперетока раствора ПАВ и тампонирующего состава; ожидание реакции или затвердевания цемента; разбуривание цементного стакана; работы по очистке ствола скважины от остатков блокирующей жидкости; освоение скважины; комплекс геофизических исследований для определения качества проведенных работ.
Жидкость, применяемая для блокады перфорированной продуктивной зоны горизонтального участка ствола скважины на время проведения изоляционных работ, должна: совмещаться с пластовыми флюидами, а также растворами и технологическими жидкостями, которые применяются при проведении ремонта скважины; иметь низкую фильтрацию, обеспечивая сохранность коллекторских свойств блокированной части пласта; обеспечивать легкий пуск в работу отремонтированной скважины, сохранять свои параметры в течение времени, необходимого для проведения изоляционных работ; иметь вязкость, не препятствующую прокачке ее через гибкую трубу.
Приготовление блокирующей жидкости не должно быть связано с техническими и технологическими трудностями.
Данным требованиям соответствуют некоторые жидкости глушения и гидроразрыва:
1. Раствор глушения на углеводородной основе типа РУО, основой которого является нефть, в которой растворены синтетическая жирная кислота (СЖК) и каустическая сода. В качестве утяжелителя используется мраморная крошка или сухой мел.
2. Инвертно-эмульсионный раствор (ЖГ-ИЭР) для глушения скважин, состоящий из эмульсии нефти в воде. В качестве утяжелителя используется водный раствор CaCl2, для обеспечения диспергации нефти в воде применяют нефтенол.
3. Жидкость гидроразрыва фирмы Clearwater Inc. (на водной основе). Представляет собой вязкоупругий гель с задаваемым временем гелеобразования и разрушения.
4. Жидкость гидроразрыва фирмы BJ (на углеводородной основе). Вязкоупругий гель с задаваемым временем гелеобразования и разрушения.
В настоящее время в качестве блокирующей жидкости применяется гель для проведения гидроразрыва на основе химреагентов фирмы Сlearwater Inc. Применению других вышеперечисленных жидкостей препятствует сложность их приготовления, относительная дороговизна компонентов, а также их пожарная и экологическая опасность.
В качестве тампонирующих материалов применяют цементные и полимерные материалы.
Закачка цементного раствора производится после установки блокирующего экрана из вязкоупругого геля в следующей последовательности:
•    расстановка спецтехники для проведения РИР;
•    определяется приемистость скважины. Работы по РИР производятся при приемистости более 150 м3/сут. При отсутствии приемистости изолируемого интервала или наличии приемистости менее 150 м3/сут. возможно проведение кислотной обработки с последующей повторной установкой блокирующей жидкости. В случае использования в качестве блокирующей жидкости раствора на углеводородной основе отсутствуют ее деструкция и необходимость повторной установки;
•    затворяется расчетное количество цемента на воде в водоцементном отношении 0,5 с помощью ЦА-320, подается на промывочный агрегат установки «Непрерывная труба», через который производится его закачка в скважину;
•    цементный раствор продавливается в заколонное пространство. Давление в затрубном пространстве при продавке цемента не должно превышать максимально допустимое на эксплуатационную колонну. При росте давления выше допустимого значения производится срезка его остатков.
При проведение РИР полимерными тампонирующими материалами порядок проведения работ следующий:
•    после установки блокирующего экрана и подъема гибкой трубы на расчетную глубину производится прямая промывка для удаления излишков блокирующей жидкости;
•    в гибкую трубу нагнетается экранирующая жидкость — 1 м3 дизельного топлива;
•    в гибкую трубу закачивается расчетное количество тампонирующего материала, экранирующая жидкость (0,3 м3 — 0,5 м3 дизельного топлива);
•    тампонирующий материал доводится по циркуляции к низу колонны гибкой трубы;
•    закрывается выкидная линия, АКОР продавливается в зону перетока;
•    гибкая труба с противодавлением поднимается на 50 м выше интервала изоляции;
•    приоткрывается КВД на выкидной линии с оставлением в скважине противодавления, равного 40% давления продавки, гибкая труба поднимается с циркуляцией технологической жидкости;
•    скважина оставляется с остаточным давлением 50 атм на ожидание реакции 24 часа.
При высокой приемистости полимерный тампонирующий материал закрепляют цементным раствором в объеме 1,5 — 2,5 м3. Закачка цементного раствора производится после полимера, с оставлением цементного моста, срезкой излишков цемента и обратной промывкой по затрубному пространству во избежание прихвата НКТ. Эффект от проведения РИР полимерными тампонирующими материалами кратковременный.
Заключительные работы.
1. Разбуривание цементного моста.
Этот этап присутствует там, где изоляционные работы проводились с применением цементного раствора, и заключается:
•    в спуске в скважину пера для удаления геля с «головы» цементного моста и определения места его установки;
•    замене пера на забойный двигатель Д54 или импортный аналог, оснащенный долотом для разбуривания цементного моста;
•    разбуривании цементного моста;
•    замене долота на расширитель, проработке интервала установки цементного моста для удаления цементной корки со стенок труб.
2. Удаление блокирующего экрана с забоя скважины.
Структурированная жидкость с забоя скважины удаляется прямой промывкой с помощью установки «Непрерывная труба». В жидкость промывки для разрушения структуры геля добавляется деструктор.
3. Геофизические исследования.
Геофизические исследования производятся для определения эффективности проведенных ремонтно-изоляционных работ и профиля притока скважины.
После геофизических работ скважина осваивается на фонтан или глушится для последующего спуска эксплуатационного оборудования.
Рассмотренная технология проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных стволах с применением блокирующего экрана и установки «Непрерывная труба» имеет существенные преимущества по сравнению с ранее существующей: сокращается время проведения работ; исключается вредное воздействие тампонирующих материалов на пласт; существует возможность быстрой корректировки объемов тампонирующего материала;  процесс закачки блокирующих и тампонирующих материалов имеет непрерывный характер; при проведении закачки материалов с одновременным подъемом гибкой трубы равномерно заполняется горизонтальная часть ствола; высокий экономический эффект.
Кроме того, следует учитывать, что в некоторых скважинах подобная технология является единственной, позволяющей восстановить производительность скважины.
Данная технология проведения ремонтно-изоляционных работ находит все более широкое применение при ремонте скважин с горизонтальными участками стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
За прошедший с 1994 г. период времени специалистами Сургутского УПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз» установками «Непрерывная труба» освоены практически все виды капитального ремонта скважин, доступные традиционному КРС за исключением ликвидации аварий со скважинным подземным оборудованием.
Основными преимуществами НТ по сравнению с традиционным КРС являются:
•    значительное сокращение времени и стоимости капитального ремонта скважин;
•    большая мобильность и компактность оборудования;
•    возможность проведения работ без проведения спуско-подъемных операций эксплуатационных НКТ;
•    безопасность проведения работ (все работы проводятся при закрытом устье);
•    экологическая безопасность (замкнутая циркуляционная система).
Увеличение объемов бурения боковых стволов и скважин с горизонтальными забоями, а также стремление к сокращению времени выполнения работ и снижению их стоимости обеспечат постоянное повышение количества ремонтов с применением установок «Непрерывная труба».
 



Авторизация


регистрация

Размещение видеороликов

События

21.08.2018
Российский круглый стол по бурению RDCR-2018: отчет по мероприятию Подробнее »

29.07.2018
Цифровой нефтегаз на выставке «Нефть и Газ»/MIOGE – 2018 Подробнее »

03.07.2018
Календарь саммитов 2018 Подробнее »

07.06.2018
«НЕФТЕГАЗ-2018» – значимый вектор на успех в мире ТЭК Подробнее »

06.06.2018
В г.Уфе состоялись Российский Нефтегазохимический Форум и XXVI международная выставка «Газ. Нефть. Технологии» - крупнейшие международные мероприятия нефтегазовой и нефтехимической отрасли России. Подробнее »

Другие
новости »

Конференции, выставки

Другие
конференции
и выставки »

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru