14.12.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Эксплуатация и ремонт скважин arrow Как сделать ремонт скважин выгодным и привлекательным
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Как сделать ремонт скважин выгодным и привлекательным Печать E-mail
Автор Administrator   
09.02.2010 г.

Как сделать ремонт скважин выгодным и привлекательным, или перспективы колтюбинговых технологий

Одним из перспективных направлений в ремонте скважины является восстановление ее работоспособности без подъема спущенного в скважину оборудования за счет применения технологий с гибкой трубой (колтюбинг).

Такого рода технологии, связанные с обработкой призабойной зоны нагнетательных скважин, промывками забоев и НКТ при непрохождении приборов, широко применяет в нашем НГДУ Актюбинское управление канатно-контейнерных и пакерных методов (АУКК и ПМ). Однако по результатам ОПЗ, проведенных силами этого предприятия в 2001-2002 году, выявилось, что успешность обработок не превысила 50%. Более того, на многих скважинах эффект от обработок длился не более 1-1,5 месяцев. Так, зачастую, при замере приемистости от агрегата непосредственно после проведения обработки призабойных зон у скважин отмечалось увеличение приемистости от ОПЗ, однако при замере ее от водовода через непродолжительный период выявлялось полное отсутствие приемистости. Такая низкая успешность и короткая продолжительность эффекта делали невыгодными проведение ремонтов силами УКК и ПМ, так как средняя стоимость работ составляла практически половину стоимости всех ремонтов, выполненных силами УПНП и КРС.
Инженерной службе НГДУ была поставлена задача - выявить причины низкой успешности ремонтов скважин "гибкой трубой", разработать и внедрить мероприятия по повышению качества ремонтных работ. В ходе работы над выполнением задачи специалисты НГДУ выявили основные причины низкой успешности ремонтов. Одна из них заключалась в том, что результат работы бригад УКК и ПМ оценивался по приемистости, замеренной от агрегата непосредственно в процессе выполнения ремонта. Пластовое давление в этот момент вследствие простоя скважины было пониженным, и скважина из-за большой разницы между забойным и пластовым давлением могла принимать объемы воды, не соответствующие реальным значениям, получаемым при выводе скважины на постоянный режим. Приемистость скважины от агрегата в отдельных случаях замерялась при давлениях, превышающих рабочее давление на водоводе. Другая причина заключалась в низкой эффективности глинокислотных обработок. Причиной этому является образование в призабойной зоне при реакции глинокислоты с оксидом кремния нерастворимого тетрафторида кремния, который мгновенно подвергается гидролизу с образованием студенистого осадка кремниевой кислоты, закупоривающего призабойную зону пласта. Содержащаяся в "Справочнике геолога" информация о том, что плавиковая кислота вступает в реакцию с оксидом кремния только до стадии образования тетрафторида кремния, является некорректной. Кроме того, при затворении глинокислоты пластовой или сточной водой, содержащей соли кальция, образуется нерастворимый хлопьевидный осадок фтористого кальция.
Следующая причина низкой успешности ремонтов в том, что призабойная зона скважины засорялась нефтепродуктами и грязью, скапливающимися в водоводе и попадающими в скважину при запуске её после ремонта. Когда специалисты ЦНИПР и ЦППД провели эксперименты по промывке водоводов после длительных простоев нагнетательных скважин, то со всех водоводов, в зависимости от альтитуды устья и геометрии водовода, в разном количестве вымывались нефтепродукты и грязь - карбонаты, сульфаты бария, окалина, цемент и т.д.
Помимо этого, влияли на результативность некачественные промывки забоев и невыдерживание времени реагирования растворителей и кислотных составов. Сегодня расход промывочной жидкости при промывках забоев нагнетательных скважин не превышает 5,5-6 литров в секунду.
Расчёт, произведенный специалистами ЦНИПР "Альметьевнефти", показал, что с забоя скважин при таком расходе могут вымываться частицы породы диаметром не более 1-1,5 мм. Скорость оседания более крупных частиц выше, чем скорость восходящего потока. Анализ вымываемых осадков показал хорошую сходимость результатов теоретических расчетов и результатов, полученных на практике. Таким образом, для улучшения качества промывок необходимо увеличить скорость промывки, чтобы повысить скорость восходящего потока. После анализа выявленных причин скважины из ремонта стали приниматься по данным геофизических исследований, перепроверенным по значениям накладного расходомера "Panametrics", а не только по данным замера приемистости от агрегата. Это позволило повысить ответственность подрядчика за качество выполненных ремонтов, а также снизить транспортные затраты как УКК и ПМ, так и НГДУ на выезд представителей. Более того, замер приемистости скважины от водовода дает возможность контролировать своевременность запуска скважин после ремонтов. Кроме того, более тщательным стал и подбор скважин для обработок. Как выяснилось, максимальная успешность обработок достигается при приемистости скважин не менее 20-30 м3/сут. на момент выхода в ремонт. При подборе скважины для обработки призабойной зоны глинокислотой необходимо учитывать также историю работы скважины, ранее проведенные ОПЗ и их успешность. А после ремонта обязательно сливать воду из водоводов перед запуском нагнетательных скважин, вычищать желобные емкости и жидкость после промывки вывозить на пункт очистки сточной воды. Для обеспечения более эффективной промывки предусмотрено также применение специальных гидромониторных насадок на наконечнике.
Было также решено использовать установку "Гибкая труба" при производстве других работ. Так, в 2003 году ее широко применяли на скважинах с аномально высоким пластовым давлением (50-60 атм. на устье), что позволило отказаться от многократных стравливаний с последующим глушением раствором СаСl2. На двух скважинах НГДУ установка "Гибкая труба" применялась для промывки НКТ от пропанта после проведения ГРП при капитальном ремонте. На скв. 21332 с ее помощью ликвидировали осложнение после бурения - достигнута циркуляция в НКТ, забитых парафином. В настоящее время скважина работает с дебитом в 19 т/сут. по нефти.
В таблице приводятся сравнительные данные по успешности и продолжительности эффекта от ОПЗ с применением установок "Гибкая труба" за 2001- 2003 годы: Успешными в данном случае считались ремонты, где эффект от ОПЗ сохранялся не менее 3 месяцев. Весомый вклад в повышение привлекательности ремонтов установками "Гибкая труба" внесли специалисты Актюбинского УКК и ПМ - стоимость ремонтов была снижена более чем в 2 раза. Увеличение успешности более чем в 1,7 раза, а также увеличение продолжительности эффекта практически в 2 раза при снижении стоимости сделали эти ремонты более выгодными и привлекательными на скважинах, удовлетворяющих критериям подбора.
Для дальнейшего увеличения успешности и продолжительности эффекта от обработок скважин с полным отсутствием приемистости необходимо увеличить спектр применяемых реагентов и растворителей. На сегодня самыми доступными и недорогими реагентами являются соляная, плавиковая кислоты и дистиллят. Применение реагента "Дельта", показавшего хорошую эффективность, ограничивается его высокой стоимостью. В настоящее время проводятся опытно-промышленные работы по ОПЗ нагнетательных скважин реагентом "Дескалер СН", по данному реагенту идет наработка статистических данных.
В конце 2002 года в НГДУ начались обработки добывающих скважин по межтрубному пространству. Первую скважину обработали с применением трубы диаметром 38,1 мм, остальные скважины - 25,4 мм. Вначале возникли сложности с прохождением трубы по межтрубному пространству, но вскоре специалисты АУКК и ПМ их устранили. Сегодня в НГДУ "Альметьевнефть" обработано 8 скважин по межтрубью. Об эффективности обработок говорить пока рано, так как в настоящее время набирается статистический материал, однако уже выявлено, что положительный результат наблюдается на скважинах с карбонатным коллектором. Работы в данном направлении продолжаются.
Василий НИКИТИН

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100