Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальным входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.

Перепад давления в насадке -- один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квадратного корня из перепада давления u₀ = f(?P^0,5), и именно она линейно влияет на длину образующегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.

Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30--60 мин. для каждого резания). Во время ГПП постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10--15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1--1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большой плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятия АП в новый интервал.

Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.

По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20--40 МПа) составляет ±2--3 МПа. На уровне АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления на устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20--25 мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стандовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20--30%; 2) не возникает избыточное давление в канале перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.

Время образования канала -- контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин. рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во втором -- открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер (3 -- 4) d₀ диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d₀, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:

Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин. от начала резания.

ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5 -- 1,8 г/см³ с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания.

Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14 -- 1,18 г/см³. Потом на поверхности производят 5 -- 6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25 -- 30 МПа, напрявляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал -- барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4 -- 0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5% абразивного материала. После 2 -- 3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5%). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.

ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8К, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом б нм³/мин.

Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока ц = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигается на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.

Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30%, а его объем -- на 200%. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважине, и его высокую стоимость.

ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г. Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.

ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложена ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т. п.

ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубе, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ АТ «Укрнафта» (г. Ивано-Франковск), института «Сирка» (г. Львов). Проектирование ГПП проводят поэтапно: оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;

определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;

рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.

Принимают практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства ц , определяют дополнительную добычу нефти и газа, а также оценивают стоимость ГПП и ее эффективность.

Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достижения проектного значения коэффициента ц, оценивают, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяют, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ц . Используя результаты первых двух этапов, рассчитывают параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество, колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительности ГПП, определяют потребность в материалах. На основе полученной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.

Из табл. 14.3 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья (ц_сж = 100 МПа) в нормальных условиях резки ( ?P = 20 МПа, d = 4,5 мм и ф = 20 мин.) длина сформированного канала 1= 78 мм, а при интенсивных режимах (?P -- 40 МПа, d = 6 мм и ф = 20 мин.) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл. 14.3) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень разгазировки ц = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверхность -- в 1,5 раза.

Рассчитаем режим работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ.

Вначале рассчитываем расход жидкости (м³/с) во время резки через насадки АП по формуле:

где q_ап -- расход жидкости, м³/с;

d₀ -- диаметр насадки, м;

n_ап -- число насадок;

µ_ап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и водопесчаной смеси;

?P -- перепад давления на насадках, МПа;

с_см-- плотность смеси, кг/м³.

Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м³ плотность смеси с_см = 1030 кг/м³.

Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин Н = 2500 м,d_т = 73 мм и d₀ = 4,5 мм, n_ап = 3ч6, а для d₀ = 6 мм n_ап = 2ч4.

Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 14.4.

Таблица 14.2

Изменение длины канала в зависимости от режимов резания и диаметра насадки, мм

Время, мин.	Прочность породы на сжатие, МПа
	20	50	100	150
	Перепад давления в насадке, МПа
	30	20	30	40	20	30	40	30	40
20	219 295	112 150	136 182	173 230	76 103	93 127	112 149	67 88	79 106
30	240 320	123 164	149 199	189 251	82 113	102 139	122 163	73 97	86 115
60	264 352	135 180	164 219	208 276	92 124	113 152	134 179	80 106	94 126
100	276 367	141 188	172 228	217 288	96 130	119 159	140 187	84 111	99 132
Примечание. В числителе данные для насадки диаметром 4,5 мм, в знаменателе -- диаметром 6 мм.

Таблица 14.3

Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине

q, л/с	Расход давления ?Ртр на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при
	Dк = 146 мм и dт, мм	Dк = 168 мм и dт, мм
	60	73	89	60	73	89
5 10 15 20 25	0,030 0,130 0,310 0,520 0,720	0,025 0,115 0,270 0,440 0,620	0,020 9,100 0,230 0,370 0,520	0,020 0,120 0,270 0,420 0,560	0,018 0,100 0,230 0,360 0,490	0,015 0,080 0,190 0,310 0,430
Примечание. 1. Экспериментальные данные по П. М. Усачеву. 2. Для НКТ dт = 73 мм данные интерполированы.

Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м³/с для ограничения гидравлических потерь. Применяют n_ап?6 для насадок с d₀=4,5 м. и n_ап?4 для насадок с d₀=6.Для коноидальных насадок µ_ап=0,89.

Плотность смеси жидкости с песком (кг/м³) определяют по формуле:

с_см = С_пк (с_пск - с_ж) + с_ж,

где с_пск -- плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка с_пск = 2650 кг/м³;

с _ж -- плотность жидкости, кг/м³.

Отсюда

Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравнению:

Р_у =?Р + ?Р_тр.

Значение ?Р_тр определяют из формулы Дарси-Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве.

Рассчитанное по формуле (Р_у= ?Р+ ?Р_тр) давление на устье ?Р_у сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (Р_доп = Р_опр/1,5; Р_опр -- давление опрессовки), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий

Р_оп = 1,5 ? Р_у.

Число насосных агрегатов

n_ап=(q_ап/q_ан)+1

q_ап -- затраты жидкости насосных агрегатов во время нагнетания на такой скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного;

q_ан -- производительность 1 агрегата.

Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300--1500 об. /мин.

Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескосмесительную машину (цементирующий агрегат) n_ца, определяют по формуле:

n_ца=n_ап/2

Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 14.10.

Рис. 14.10. Схема обвязки оборудования при ГПП:

1-гидропескоструйный аппарат; 2-муфта-репер; м3-обсадная колонна; 4-НКТ; 5-сальник устьевой; 6-обратный клапан; 7-фильтр для песка; 8-насосные агрегаты высоконапорные; 9-блок манифольда; 10-пескосмеситель; 11-насосные аграгаты; 12-выкидная линия в ёмкость; 13-сито для улавливания хлама; 14-ёмкость для жидкости.



14.4 ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

В ряде случаев для улучшения притока нефти и газа к забою целесообразно применять способ торпедирования. С этой целью в скважину спускают специальную торпеду, заряженную взрывчатым веществом -- тротилом, тетрилом, гексогеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом и т. д. -- и взрывают ее против продуктивного пласта. При торпедировании в пласте образуется каверна, от которой во все стороны расходится сеть трещин, в результате чего повышается проницаемость пород в призабойной зоне и увеличивается дебит скважины.

С целью предохранения обсадных колонн от нарушения в процессе торпедирования над торпедой устанавливают пакер или герметизируют их (жидкостью, песком, глиной и т. д.).

Торпеды используют нескольких типов: фугасные, шнуровые, кумулятивные. Фугасные торпеды изготавливают герметичными и негерметичными.

Герметичные фугасные торпеды, в основном, изготовляют двух типов: Ф-2 и ФТ-2 с металлическими корпусами. Применяют в качестве оболочек и асбоцементные трубы. Достоинством герметичных торпед с асбоцементным корпусом является отсутствие в стволе после взрыва торпеды металлических осколков, засоряющих скважину.

Заряд в фугасных торпедах состоит из сплава тротила и гексогена. Взрыватель срабатывает от действия тока, подаваемого с устья скважины по кабелю.

Все большее распространение в промысловой практике находят негерметичные торпеды, в которых взрывчатое вещество соприкасается со скважинной жидкостью. Такие торпеды либо совсем не имеют оболочки (типа ТШБ), либо имеют оболочку из малопрочного материала (торпеды шашечные ТШ).

Вес заряда торпед определяют, исходя из диаметра скважины, назначения взрыва, свойств взрывчатых веществ (ВВ), а также свойств пород.

В плотных породах применяют торпеды с большими зарядами ВВ, а в мягких -- с меньшими. Все работы по торпедированию скважин проводят специальные промысловые партии.

Важно при взрывных работах с целью их безопасного и безаварийного проведения четко знать и соблюдать все правила обращения со взрывчатыми веществами. Многие ВВ вредно действуют на организм человека, накапливаются в нем и отравляют.

14.5 ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород ПЗП.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре ниже температуры пласта, вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, проводят тепловую обработку призабойной зоны скважин.

При прогреве тем или иным способом скважины и ее призабойной зоны отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов иливоды, обработанной поверхностно-активными веществами;

закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;

термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

внутрипластовое горение (при эксплуатации).

Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и ас-фальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважин; глубину залегания и мощности нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева; расход тепла, требуемого для обработки; глубину установки нагревателя и др.

14.5.1 ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ НАГРЕТОЙ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЛИ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны скважины требуется от 15 до 30 м³ горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90--95°С в паропередвижных установках или электронагревателях. Нагретую жидкость насосами закачивают в скважину.

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть (газолин) закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются АСПО в ПЗП. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на ПЗП.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают насосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъема, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

Применяют также комбинированный метод интенсификации; обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине, намеченной к обработке, вначале производят депарафинизацию (очистку) насосно-компрес-сорныхтруб путем закачки горячей нефти в затрубное пространство (при работающей скважине). После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с корпусом насоса. Через насосно-компрессорные трубы закачивают 10--12 м³ горячей нефти (t = 85--95° С) с добавкой 80--100 кг ПАВ. По истечении 6--7 ч после обработки спускают штанги с корпусом и вводят скважину в эксплуатацию.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

В некоторых нефтяных районах для прогрева призабойной зоны используют пластовую воду. Воду в объеме 70--80 м³ нагревают до 90--95° С, добавляют в нее поверхностно-активные вещества (0,5--1,0% объема воды) и под давлением закачивают в пласт. Технология закачки такой воды аналогична технологии закачки нефтепродуктов.

14.5.2 ПРОГРЕВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПАРОМ

Из всех методов теплового воздействия на призабойную зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8--15 МПа). Опыт, накопленный на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что применение этого метода экономически оправдано с целью интенсификации добычи нефти в следующих случаях:

глубина залегания продуктивного пласта в скважинах неболее 900--1200 м;

мощность коллекторов, сложенных песчаниками и глинами, не менее 15 м;

вязкость нефти в пластовых условиях выше 200 сП;

остаточная нефтенасыщенность пласта перед паротепловой обработкой не менее 50%;

плотность нефти в пластовых условиях не менее 0,9--0,93 т/м³ (в отдельных случаях достигается эффективность и при более легких нефтях).

Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.

Наиболее благоприятными при паротепловых обработках являются режимы растворенного газа в залежи. Перед нагнетанием пара необходимо изучить характеристику скважины: определить ее эксплуатационные параметры (дебит по нефти, воде; газовый фактор; характер эмульсии) и провести комплекс геолого-исследовательских работ по измерению пластового давления, температуры пласта, статического уровня и т. д. Затем с помощью шаблона проверяют эксплуатационную колонну и промывают ее для удаления песчаной пробки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером и компенсирующим устройством, через которые нагнетают пар.



ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счетов вследствие невозможности использовать ее по причинам технического или геологического порядка для продолжения ее бурения или эксплуатации. Скважины, подлежащие ликвидации, могут быть не законченные бурением или находившиеся в эксплуатации.

Причины, дающие основание ставить вопрос о ликвидации не законченных бурением скважин, следующие: 1) сложная авария в скважине и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других надобностей, например, возврат на вышележащие горизонты или использование в качестве нагнетательной или наблюдательной; 2) полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов (разведочная) и невозможность использования ее для других надобностей (возврат, углубление и т. д.).

Причины, являющиеся основанием для ликвидации эксплуатационных скважин, следующие: 1) техническая невозможность устранения аварии в скважине (дефект колонны, оставление инструмента, труб и т. д.) и отсутствие объектов для эксплуатации выше дефектного места в колонне; 2) полное обводнение контурной водой и отсутствие объектов для возврата.

После выполнения назначения или указанных причин ликвидации подвергаются скважины опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, контрольные, пьезометрические и другие, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа, теплоэнергетических и минеральных вод, геологических структур, создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вредных отходов производства и бурятся станками нефтяного ряда, а также скважины, пробуренные для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.

ПОРЯДОК ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН

Категории скважин, подлежащих ликвидации

Скважины, подлежащие ликвидации, подразделяются на следующие категории:

I -- выполнившие свое назначение, II -- геологические, III -- технические, IV -- технологические.

I категория -- скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся:

а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождения, кроме скважин, дающих продукцию и подлежащих обустройству;

б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технической схемой разработки, обводнившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, или при отсутствии необходимости их перевода в контрольный, наблюдательный, пьезометрический фонд;

в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;

г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, наблюдательные и иные при отсутствии необходимости их дальнейшего использования;

д) скважины нагнетательные, наблюдательные, а также пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.

II категория -- скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам.

К ним относятся:

а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т. е. в зонах отсутствия коллекторов, в законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, работы по интенсификации притока в которых результатов не дали;

б) скважины, строительство которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения

в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному.

III категория -- скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные).

К ним относятся скважины, строительство или эксплуатция которых прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно:

а) в результате открытых фонтанов, пожара, аварий с бурильным инструментом (промежуточными или эксплутационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем); неудачного цементирования;

б) в результате притока пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;

в) в результате естественного износа и коррозии колонн;

г) при разрушении устья скважины в результате стихийных бедствий (землетрясений, оползней);

д) при смятии, сломе колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;

е) при аварийном уходе плавучих буровых установок;

ж) пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта.

IV категория -- скважины, ликвидируемые по технологическим причинам.

К ним относятся:

а) скважины, законченные строительством и не пригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплуатационной колонны, прочностных и коррозионо-стойких характеристик фактическим условиям;

б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт;

в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 лет и более, и в ближайшие 5--7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;

г) скважины, расположенные в санитарно-защитных, охранных зонах населенных пунктов, рек, водоемов и в запретных зонах.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При планировании энергетической стратегии России делается ставка не только на открытие и разработку новых нефтяных и газовых месторождений, но и на ускоренную реализацию научно-технических проектов на месторождениях с истощенными или низкодебитными запасами. Существующие технологии уже находятся на пределе своих возможностей. Сама логика развития топливно-энергетического комплекса страны заставляет более внимательно подходить к проблемам основных нефтегазовых провинций (И. Матлашов), которые вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% (2000 г.), а доля трудноизвлекаемых запасов повысился до 55--60%. Ресурсный потенциал «новых» провинций в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в «старых» освоенных районах, а их освоение в пересчете на тонну извлеченной нефти обходится почти в два раза дороже, чем суммарная стоимость работ по восстановлению дебита скважин на старых месторождениях.

В газовой промышленности некоторые «старые» месторождения в значительной мере выработаны: Медвежье -- на 78%, Ямбургское -- на 46%, Уренгойское -- на 67% (И. Матлашов).

Поэтому одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий (Coiled Tubing). Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Технология бурения с использованием гибких труб позволяет бурить на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3--5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения с использованием гибких труб дополнительных горизонтальных стволов из колонн старых скважин при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.

Бурение с использованием гибких труб позволяет вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе многие и многие забалансовые углеводороды и добывать дополнительно в нашей стране до 50 млн. т нефти и до 30 млрд. м³ газа ежегодно (И. Матлашов).

Базирующиеся на использовании длиномерных (до 3000-- 5000 м) безмуфтовых гибких труб, наматываемых на барабан и многократно используемых для спуска в скважину, технологии позволяют сократить в 2--5 раз время и удешевить ремон-тно-восстановительные работы (Л. Груздилович). Срок окупаемости агрегатов, разработанных специалистами Республики Беларусь и РФ, как правило, не более 6 месяцев.

Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов и песчаных пробок; обработка призабойной зоны; спуск в скважину оборудования для геофизических исследований; установка цементных мостов и баритовых пробок; забуривание вторых стволов, промывка поглощающих скважин с АНДП пенными системами для улучшения выноса механических примесей; геофизические исследования в открытом и обсаженном стволе (каротаж, каротаж -- испытания -- каротаж, шумометрия и др.); установка кислотных и щелочных ванн; глубокопроникающие обработки продуктивного пласта (ПП) пенокислотными составами; селективные обработки вскрытых интервалов ПП; промывка ПП с использованием жидкого азота; периодические продувки ПЗП азотом с целью удаления пластовых вод; промывка фильтра и зумпфа от механических примесей; промывка гравийной набивки фильтра от различных отложений растворами ПАВ и растворителями; интенсификация продуктивного пласта скважин, оборудованных фильтрами; вымыв гравийной набивки при извлечении фильтра; промывка ПЗП нефтяных скважин от асфальто-смолистых отложений горячей нефью или растворителями.

Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом и полного диапазона регулируемых депресионных воздействий по всему вскрытому разрезу скважины позволит:

осваивать скважины пенными системами;

снижать уровень жидкости до необходимой глубины;

продувать скважины газообразным азотом;

оптимизировать притоки пластовых флюидов.Анализ результатов исследований указывает на возможность управления пластовой энергией при интенсификации притоков и добыче нефти и газа таким образом, чтобы гидродинамическая связь между скважиной и пластом была наиболее выгодной. Это позволит:

продлить срок немеханизированной добычи нефти;

успешно бороться со скважинными отложениями;

предупреждать образование водяных пробок на забое газовых скважин;

замедлять процесс обводнения нефтяных скважин;

выбирать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для притока флюида.

Наибольший эффект может быть получен на малодебитных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (Б. Кравченко).

В настоящее время нашими предприятиями выпускается восемь колтюбинговых агрегатов для спуска гибких труб диаметром от 19 до 73 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 м:

Колтюбинговая установка М-40: усилие инжектора 40 т; труба диаметром 60/73 мм, длиной 3500/2200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости.

Колтюбинговая установка М-20: усилие инжектора -- 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 3800/3000 м. Шасси повышенной проходимости МЗКТ 8x8.

Колтюбинговая установка М-20.01: усилие инжектора 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 4800/3800/3200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом.

Колтюбинговая установка М-10.01: усилие инжектора --до 12 т; труба диаметром 19,05/38,1 мм, длиной 5000/1800 м.Шасси МАЗ бхб.

ЛИТЕРАТУРА

Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра,1986.

Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.:Недра, 1997.

Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д. ,Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М.: Недра, 1999.

Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. //Авт.: Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандрыгин А. П., Подюк В. Г. // М.: Недра, 1997.

РД-08-71-94. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора России 19.08.1994г., №51.

Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. -- М.: Недра, 1975.

Грайфер В. И., Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организацияи технология капитального ремонта скважин. -- М.: Недра, 1979.



Басарыгин Юрий Михайлович Булатов Анатолий Иванович Проселков Юрий Михайлович

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО И ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Редактор Н. Ш. Псеунок

Технический редактор В. В. Иванова

Корректоры Ю. И. Кабанова, О. Ф. Захарченко

Сдано в набор 14.08.2002 г. Подписано в печать 24.12.2002 г. Формат бумаги 60x90 1/16. Бумага офсетная. Гарнитура шрифта «Балтика». Печать офсетная. Усл. печ. л. 36,5. Учетно-изд. л. 22,72. Тираж 1000 экз. Заказ 129.

Гигиеническое заключение № 23. КК.02.543.П.000728.02.02 от 06.02.2002 г.

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Издательство «Советская Кубань» 350000, г. Краснодар, ул. Рашпилевская, 106.

Размещено на Allbest.ru

...