Нефтегазовое дело

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. Различают текущий и капитальный ремонты скважины - ремонтно-изоляционные работы (РИР) относятся к капитальному ремонту скважины (КРС).

Капитальным ремонтом скважин называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий и пр. Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

РИР - одно из основных средств реализации на месторождении мероприятий по увеличению степени извлечения нефти из пласта, охране недр и окружающей среды.

Ремонтно-изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют следующие цели:

Исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов;

Устранение в эксплуатационной колонне дефектов, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины;

Изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается;

Предупреждение поступления чуждых вод через отверстия фильтра перфорированной части эксплуатационной колонны. Такая ситуация возникает при прорыве пластовой воды в продуктивный интервал скважины.

Эксплуатация добывающих скважин сопровождается различными осложнениями. Одним из таких осложнений является поступление воды в скважину через негерметичнность эксплуатационной колонны. В целях ликвидации негерметичности обычно проводят ремонтно-изоляционные работы - РИР. Однако эти работы являются длительными и дорогостоящими. Более прогрессивным способом предотвратить поступление воды в скважину является применение пакеров. Пакеры устанавливается в скважине выше и ниже интервала негерметичности. Благодаря перекрытию межтрубного пространства обеспечивается изоляция пространства скважины от поступления воды. Применение пакеров позволяет снизить затраты на ремонт скважины и повысить эффективность эксплуатации оборудования.

1. Геологическая часть

1.1 История освоения Локосовского месторождения

Месторождение открыто в 1963 году, с получения фонтанных притоков нефти из пластов БВ5 и БВ6. При испытании скважины 37Р из пласта БВ5 получен приток безводной нефти дебитом 119 м3/сут на 8 мм штуцере. В скважине 39Р получен приток нефти из пласта БВ6 дебитом 45.5 м3/сут на 6 мм.

По материалам сейсморазведочных работ и результатам бурения четырех скважин (31Р, 32Р, 37Р, 39Р) в 1963 году составлен проект промышленной разведки месторождения. Проектом предусматривалось бурение 20 скважин с целью детального изучения выявленных залежей, в т. ч. одна скважина проектировалась на вскрытие фундамента до глубины 3250 м.

В 1964 году на месторождении были пробурены скважина 33Р, вскрывшая пласты БВ5 и БВ6 за контуром нефтеносности, и скважина 198Р, при испытании которой получены притоки нефти с водой дебитами 64.0 м3/сут по пласту БВ5 и 6.0 м3/сут по пласту БВ6.

По результатам бурения шести поисково-разведочных скважин был выполнен первый подсчет запасов нефти пластов БВ5 и БВ6 по категориям С1 и С2, (утвержден ГКЗ, протокол № 4739 от 01.12.65 г.).

Детальное строение Локосовской структуры было изучено работами сп 53/64-65, в 1965 году был проведен анализ и обобщение данных сейсморазведки с использованием результатов бурения и графика скоростной характеристики разреза, построенного по материалам скважины 31Р. В дальнейшем, до 1978 года, площадь месторождения изучалась лишь бурением.

К 1967 году на месторождении было пробурено еще 7 разведочных скважин (32-бис, 35Р, 36Р, 40Р, 42Р, 43Р, 353Р). Во всех скважинах, за исключением 40Р, производился отбор и анализ керна по пластам БВ5 и БВ6. Из пласта АВ2 керн отбирался в скважинах 31Р, 36Р, 37Р, 39Р, и только в скважине 37Р получены положительные признаки нефтенасыщенности. Отбирались глубинные и поверхностные пробы нефти.

В результате, по материалам разведки 13 скважин был выполнен подсчет промышленных запасов нефти по пластам БВ5 и БВ6. Запасы были приняты ГКЗ СССР (протокол № 5271 от 25.10.67 г.) по категории ВС1.

В 1976 году Локосовское месторождение (пласты БВ5 и БВ6) было введено в промышленную эксплуатацию (приказ ЦКР № 241 от 21.04.75 г.). Принятая модель строения залежей достаточно хорошо подтверждалась эксплуатационным бурением. В 1977 году в процессе разбуривания пластов БВ5 и БВ6 была выявлена залежь нефти промышленного значения в пласте АВ2, пропущенная на разведочном этапе в связи со сложным строением объекта.

В период 1978-1979 гг. при проведении работ 2Д СП 5/78-79 на Чумпасской площади был изучен восточный склон Локосовской структуры. [6]

Для дальнейшего изучения геологического строения месторождения на участках, не охваченных эксплуатационным бурением, проведены первые сейсмические исследования 3Д в модификации контурного (кольцевого) сейсмопрофилирования в северной части месторождения.

В 1996 году на месторождении было завершено эксплуатационное бурение по проектной сетке скважин. В 1997 году институтом «СибНИИНП» выполнена работа по пересчету запасов нефти и растворенного газа и ТЭО КИН по результатам бурения 712 эксплуатационных и разведочных скважин по объектам БВ5, БВ6 и впервые - АВ2. Запасы утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 548-ДСП от 17.12.99 г.).

После утверждения запасов на месторождении пробурено 3 разведочных (28П, 30П и 47Р) и 17 эксплуатационных скважин, в том числе 6 горизонтальных (821Г, 826Г, 827Г, 824Г, 820Г, 823Г). Все пробуренные скважины испытаны, введены в разработку. Сейсморазведочными работами (сп 19/96, 1/02-2, 1/02-03, 16/03-04), разведочным и эксплуатационным бурением изучена южная часть месторождения, где выявлено значительное расширение контуров нефтеносности пластов БВ5 и БВ6, выходящих далеко за пределы лицензионного участка. Одновременно велась доразведка на Южно-Локосовском месторождении, где пробурены 3 поисково-разведочные скважины (110Р, 113Р и 120Р), вскрывшие нефтенасыщенные коллекторы залежей пластов БВ5 и БВ6.

Геологоразведочные работы на месторождении продолжались не только на пластах АВ2, БВ5, БВ6, но и на имеющих промышленную нефтеносность на аналогичных месторождениях региона пластах БВ7, БВ8, ачимовскую толщу, ЮВ11. После положительного результата при опробовании скважины 47Р была открыта залежь пласта ЮВ11, запасы которой впервые были поставлены на баланс в 2003 году.

1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучение физико-химических свойств нефти и растворенного в нефти газа Локосовского месторождения проводилось в лаборатории НГДУ «Урьевнефть».

Компонентный состав и параметры пластовой нефти рассмотрены по всем пластам - АВ2, БВ5, БВ6 и сведены в таблицы 1?3. Свойства поверхностной нефти также изучены по всем пластам. Результаты анализов приведены в таблицах 4?6.

При рассмотрении основных параметров пластовой нефти (газового фактора, плотности и вязкости пластовой нефти) просматривается следующая закономерность [8]:

газовый фактор возрастает от пласта АВ2 к пласту БВ6;

плотность и вязкость пластовой нефти соответственно уменьшаются.

По содержанию серы нефти Локосовского месторождения относятся к сернистым, по содержанию парафина - среднепарафинистые (П2), по содержанию фракций - до 300єC, тип - Т2. Рабочий газовый фактор по месторождению - 37 м3/т. При составлении рабочего газового фактора и пластовых газовых факторов можно заметить разницу. Это объясняется тем, что пластовый газовый фактор определяется в стандартных условиях (+20 єС и 760 мм. ртутного столба) при разгазировании пластовой нефти в лабораторных условиях при однократном снижении давления от пластового до 760 мм. рт. ст. Суммарный рабочий газовый фактор по всем месторождениям и площадям меньше, чем пластовый. Это связано с тем, что тяжелые компоненты нефтяного газа (С3 ? С5), которые выделились из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях, при промысловой сепарации остаются в нефти, поступающей в установку по подготовке нефти и газа.

Таблица 1 - Свойства и параметры пластовой нефти по пласту АВ2

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	6,88-8,64	7,77
Газосодержание, м3/т	25,5-38,5	32,4
Объемный коэффициент	1,069-1.090	1,080
Вязкость, мПа·с	2,28-4,1	3,70
Плотность, кг/м3	827-862	0,838
Объемный коэффициент при условии сепарации, д.ед.	1,05-1,071	1,062

Таблица 2 - Свойства и параметры пластовой нефти по пласту БВ5

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	6,50-9,20	8,15
Газосодержание, м3/т	35,79-49,82	48.0
Объемный коэффициент	1,080-1,160	1,112
Вязкость, мПа·с	2,02-2,85	2,35
Плотность, кг/м3	794-839	0,816
Объемный коэффициент при условии сепарации, д. ед.	1,118-1,125	1,121



Таблица 3 - Свойства и параметры пластовой нефти по пласту БВ6

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения газом, МПа	5,60-9,00	7,23
Газосодержание, м3/т	34,64-57,24	55,0
Объемный коэффициент	1,080-1,120	1,095
Вязкость, мПа·с	-	2,29
Плотность, кг/м3	809-818	0,814
Объемный коэффициент при условии сепарации, д. ед.		1,092

Таблица 4 - Свойства и состав разгазированной нефти пласта АВ2

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа·с при 20 єС	14,8-26,8	20,3
Сера, %	1,82 - 1,96	1,88
Смол селикагеловых, %	1,68-11,09	9,08
Асфальтенов, %	3,12-4,86	4,09
Парафинов, %	5,00- 5,24	5,12

Таблица 5 - Свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта БВ5

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа·с при 20 єС	18,6-33,1	25,8
Сера, %	1,65-2,07	1,84
Смол селикагеловых, %	6,88-10,48	8,23
Асфальтенов, %	3,46 - 5,22	4,32
Парафинов, %	2,34- 6,70	4,10

Таблица 6 - Свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта БВ6

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение
Сера, %	8,2-14,4	10,4
Смол селикагеловых, %	1,63-2,00	1,76
Асфальтенов, %	3,79-7,17	5,54
Парафинов, %	0,50-1,91	0,97
Сера, %	1,96- 5,52	3.70

Свойства пластовой воды

Продуктивные пласты Локосовского месторождения приурочены к четвертому водоносному комплексу, принадлежащему к меловой системе. Воды комплекса хлоркальциевого типа, удельный вес изменяется в пределах 1,010…1,017, минерализация - 15,6…0,6 г/л. В водах отмечается значительное содержание ионов кальция, ионов магния, сульфатных и гидрокарбонатных ионов. Вязкость пластовой воды в пластовых условиях от 0,42 до 0,50 мПа·с, предельное газосодержание 2,21…2,64 м3/т. [7]

1.3 Режим разработки залежи

В эксплуатации находятся объекты АВ2, БВ5, БВ6. Основные объекты разработки - пласты БВ5, БВ6 на которые приходится 91% добычи по месторождению [7].

Объекты месторождения разрабатываются с применением поддержания пластового давления закачкой воды. Применяемая в настоящее время система расположения скважин: по объектам БВ6 и БВ5 ? площадная система разработки по обращенной семиточечной системе, по объекту АВ2 - законтурное и приконтурное заводнение в сочетании с внутриконтурным очаговым, сетка скважин? 500х500 м; по объектам БВ5 и БВ6 сетка скважин на северо-восточной части залежи ? 700х700, на юго-восточной ? 600х600 м.

Максимальный годовой уровень добычи нефти 3618 тыс. т при темпе отбора 7% был получен в 1985 году. В дальнейшем происходило падение добычи.

Накопленная добыча нефти с начала разработки составляет 41 млн.т. нефти или 75% начальных извлекаемых запасов при текущей нефтеотдаче 0,268.

Месторождение в настоящее время находится на стадии падающей добычи нефти. В 2012 г. добыча нефти составила 384 тыс. т, жидкости - 7198 тыс. т, средняя обводненность добываемой продукции - 93,7%. Средние дебиты нефти и жидкости составляют 4,2 и 71,8 т/сут.

Показатели фонда скважин по состоянию на конец 2012 года приведены в таблицах 7 и 8.

Таблица 7 - Фонд добывающих скважин Локосовского месторождения

Наименование	Количество
Эксплуатационный фонд скважин	314
ЭЦН	296
Ш Г Н	18
Действующий фонд скважин	206
ЭЦ Н	194
ШГН	12
Фонд скважин, дающих продукцию	176
ЭЦН	168
ШГН	8

Таблица 8 - Фонд нагнетательных скважин Локосовского месторождения

Фонд	Количество скважин
Действующий	64
В освоении	1
Контрольно-пьезометрические	28
В консервации	37
Ликвидированные	3

На месторождении широко применяются методы увеличения нефтеотдачи. За счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов в 2012 году дополнительно добыто 91 тыс. т нефти или 21% годового отбора.



2. Технико-технологическая часть

2.1 Капитальный ремонт скважин

К капитальному ремонту относятся следующие работы:

ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников;

исправление нарушений в обсадных колоннах;

изоляция пластовых вод;

работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт;

забуривание второго ствола;

разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое;

гидравлический разрыв пласта;

солянокислотные обработки скважин;

термическая обработка забоя скважин;

установка временных колонн-«летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн;

операции по ликвидации скважин. [8]

В таблице 9 приведён действующий в настоящее время классификатор капитальных ремонтов скважин.

Таблица 9 - Классификатор капитальных ремонтов скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1 КР1-2 КР1-3	Отключение отдельных обводнённых интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца	Выполнение запланированного объема работ. Падение обводненности продукции Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока из отключенных пластов. Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово - геофизическими исследованиями. Падение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти
КР1-4	Наращивание кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором	Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1 КР2-2 КР2-3	Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра	Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании
КР3	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КР3-1 КР3-2 КР3-3 КР3-4 КР3-5	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером Тоже Тоже Достижение цели, указанной в технологичном плане Достижение цели, указанной в дополнительном плане на ликвидацию аварий
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение рядов
КР4-1 КР4-5	Переход на другие горизонты Приобщение рядов	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти
КР5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров- отсекателей	Выполнение запланированного объема работ, непроницаемость пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды
КР6	Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1 КР6-2 КР6-3 КР6-4	Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР7	Обработка призабойной зоны
КР7-1 КР7-2 КР7-3 КР7-4 КР7-5 КР7-6 КР7-7 КР7-8 КР7-9 КР7-10	Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Виброобработка призабойной зоны Термообработка призабойной зоны Промывка призабойной зоны растворителями Промывка призабойной зоны растворами ПАВ Обработка термогазохимическими методами Прочие виды обработки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов	Выполнение запланированного объема работ. Увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин
КР8	Исследование скважин
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, развитие геологического разреза в скважинах	Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения.
КР8-2	Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)	Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения
КР9	Перевод скважин на использование по другому назначению
КР9-1 КР9-2 КР9-3 КР9-4	Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха	Достижение приемистости, оговоренной в плане Выполнение запланированного объема работ. Получение притока Выполнение запланированного объема работ Обеспечение приемистости
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1 КР10-2	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием Промывка в паро- и воздухонагнетательных нефтескважинах песчаных пробок	Обеспечение приемистости Восстановление приемистости
КР11	Консервация и расконсервация скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР12	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объема работ

Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).

Работы по капитальному ремонту скважины выполняются по предварительно составленному плану, в котором указываются виды работ и мероприятия, обеспечивающие безопасность их проведения. План работ составляется технологическими службами нефтегазодобывающего управления.

Мастер по ремонту скважин организует проведение работ в соответствии с планом, обеспечивает безопасность проводимых работ, соблюдение условий охраны недр и окружающей, среды, ведет учет выполненных бригадой работ.

Полный цикл операций ремонта скважин включает:

переезд бригады и доставку оборудования к скважине;

подготовительные работы по установке у скважины подъемного оборудования, агрегатов и емкостей с растворами для глушения;

спуско-подъемные и, при необходимости, ловильные операции, связанные с ремонтом скважинного оборудования;

заключительные операции, ставящие своей целью демонтаж оборудования и подготовку его к транспортированию на новую скважину, сдачу скважины. [8]

2.2 Методы ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны

месторождение нефть скважина негерметичность

Нарушение герметичности обсадной колонны приводит в большинстве случаев к поступлению воды в скважину и нарушению её работоспособности.

Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана:

коррозионным разрушением;

негерметичностью резьбовых соединений;

ошибочной перфорацией;

образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления

истиранием обсадной колонны бурильным инструментом или при движении насосных штанг.

Наиболее сложным случаем является наличие нарушений герметичности эксплуатационной колонны с низкой приемистостью, определяющихся падением давления при опрессовке.

Способы ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны:

спуск промежуточной эксплуатационной колонны;

установка пластыря;

цементирование дефектного участка под давлением;

установка пакера.

Спуск промежуточной эксплуатационной колонны

Способ ремонта спуском промежуточной эксплуатационной колонны с последующим цементированием показан на рисунке 1. Промежуточная колонна спускается внутрь основной эксплуатационной колонны, устанавливая её башмак ниже дефекта и выше продуктивного пласта, таким образом, чтобы перекрыть интервал негерметичности. Пространство между основной и дополнительной эксплуатационной колонной цементируются, за счёт чего достигается надёжная изоляция чуждых вод.

Применение этого метода обосновано в следующих случаях:

тампонирование дефекта не обеспечивает требуемой степени герметичности обсадной колонны;

колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допустимо перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны.

Рисунок 1 - Ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны спуском промежуточной эксплуатационной колонны

Установка пластыря

Пластырь представляет собой тонкостенную продольно гофрированную трубу, выполненную из пластичного металла. Пластырь спускают в повреждённую эксплуатационную колонну, фиксируют напротив повреждённого участка и с помощью специального устройства - дорна - пластически деформируют путём протягивания. При этом пластырь расширяется и плотно охватывает повреждённый участок эксплуатационной колонны. Герметичность эксплуатационной колонны обеспечивается за счёт плотного контакта металла пластыря и трубы.

Технология установки пластыря показана на рисунке 2.

а - спуск устройства; б - установка устройства напротив повреждённого участка; в - введение головки в пластырь и деформирование его; г, д - протягивание головки через внутренние отверстие в пластыре; е - подъем устройства на поверхность

Рисунок 2 - Технология установка пластыря

Главным преимуществом этого способа является то, что он не требует цементирования. Применяется в случаях когда невозможно обеспечить качественное цементирование эксплуатационной колонны: на большой глубине; при большом водопоглощении; низкой температуре и т.д.

Цементирование дефектного участка под давлением

Основной метод ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства - тампонирование под давлением через дефект в колонне с целью продавить за колонну расчетный объем раствора, необходимый для надежной изоляции скважины от проникновения чуждых вод. При этом, чем медленнее продавливают раствор в пласт, чем выше давление, тем эффективней изоляция. При этом, однако, давление не должно превышать допустимого внутреннего для данной эксплуатационной колонны (с учетом ее состояния, диаметра и марки стали труб). В противном случае могут произойти слом или смятие колонны.

Способы тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции, которая должна составлять не более 75 % от срока загустевания тампонажного материала [8].

На практике применяют следующие разновидности тампонирования под давлением.

Тампонирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием стакана.

В скважину спускают НКТ и устанавливают на 5…10 м выше дефектного участка в колонне и через них под давлением продавливают тампонажный раствор. Оставшиеся излишки раствора вымывают способом обратной или прямой промывки. Стакан, образующийся в скважине ниже конца НКТ, после твердения разбуривают.

Тампонирование под давлением через трубы с вымыванием излишков цементного раствора применяют в случаях, если необходимо избежать разбуривания цемента в колонне. При этом конец НКТ должен быть установлен у верхней кромки дефектного участка. После продавки раствора в пласт колонну НКТ наращивают и вымывают тампонажный раствор из скважины. Эту операцию можно выполнять и без наращивания труб, для чего конец их следует устанавливать ниже нижних отверстий фильтра или у нижней кромки дефектного участка.

Комбинированные способы применяют при необходимости оставления скважины под давлением до конца схватывания раствора. Сущность его заключается в следующем. Нижний конец НКТ устанавливают у нижней кромки дефектного участка. После прокачки и вытеснения тампонажного раствора из труб, последние поднимают с таким расчетом, чтобы конец их оказался выше уровня раствора; затем устье герметизируют, тампонажный раствор продавливают через дефект эксплуатационной колонны путём закачки жидкости в трубы или одновременно в трубы и в затрубное пространство. Затем скважину герметически закрывают и оставляют под давлением до конца схватывания раствора.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну - этот способ применяют для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивания цементного кольца за ними, а также для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузку колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси.

Сущность этого способа заключается в следующем. На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую тампонажный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону при давлении, не превышающем регламентированного для опрессовки колонны. Необходимость применения разделительных пробок и буферных жидкостей устанавливают в зависимости от характера взаимодействия промывочной жидкости и используемой тампонирующей смеси.

Скважину оставляют в покое на период ожидания затворения цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно плавно снизив его (не более 0,5 МПа/мин) до планируемого.

Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлении, допустимом для обсадных колонн, невозможна, а приемистость характеризуется лишь его падением во время опрессовки колонны водой, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству и с периодическими остановками прокачки.

Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой смеси по затрубному пространству

Нижний конец НКТ устанавливают на 5…10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используют гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся полимерные тампонажные материалы (ПТМ), рецептуру которых подбирают по максимальной температуре в скважине. Приготовленную смесь закачивают в одну из половин мерной емкости насосной установки. Нагнетая промывочную жидкость в затрубное пространство при подаче насоса 3…5 дм3/с и открытом трубном пространстве, восстанавливают циркуляцию.

Применяя штуцеры различных диаметров на выкиде из НКТ, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, регламентированное для опрессовки колонны. Не прекращая закачки жидкости, переключают краны насосной установки на подачу тампонажного раствора в скважину, прокачивая его по затрубному пространству, не превышая допустимое давление в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20…30 % ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность. Поднимают НКТ, и скважину оставляют в покое на срок ОЗЦ.

Тампонирование под давлением с применением пакера.

Этот способ применяют в следующих случаях:

для защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, превышающих допустимые для опрессовки;

для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации.

для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.

2.3 Технология селективной изоляции двухпакерной компоновкой 2ПРОК-СИАГ-1

Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СИАГ-1 предназначена для использования в добывающих скважинах с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком. Применяется в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм. [9]

Схема компоновки приведена на рисунке 3.

Рисунок 3 ? Схема компоновки 2ПРОК-СИАГ-1



Компоновка состоит из (см. рисунок 3):

инструмента посадочного ИПГ для разъединения колонны НКТ от пакерной компоновки гидравлическим способом;

верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ опорной установки с верхним якорным узлом;

клапана уравнительного механического КУМ, который открывает и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами при осевом натяжении, для облегченного срыва пакера. При подъеме компоновки клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера;

разъединителя колонны РК, отсоединяющегося натяжением НКТ от нижнего пакера. Срабатывает если невозможно при подъёме компоновки произвести срыв пакера номинальным натяжением;

нижнего пакера типа ПРО-ЯМО осевой установки с нижним якорным узлом на диаметры колонн 118/122/140/145 мм;

двух перепускных газовых клапанов КПГ.

Как видно из схемы, компоновка монтируется в скважине таким образом, чтобы интервал негерметичности оказался в пространстве между двумя пакерами - верхним и нижним. Вследствие этого, происходит изоляция интервала негерметичности: пластовая вода не поступает вниз ? в область продуктивного пласта; и вверх ? в интервал подвески глубинного насоса.

Принцип работы компоновки

Через нижний клапан КПГ, установленный на уровне нижних отверстий интервала перфорации, в колонну НКТ поступает выделившаяся вода и пластовый флюид. Это обеспечивает смачиваемость интервала перфорации нефтью. Верхний клапан КПГ устанавливается под пакером, служит для перепуска газа из-под пакерного пространства в колонну НКТ. Газ, попадающий в НКТ из затрубного пространства разгазирует жидкость и снижает её плотность ? это способствует подъёму жидкости по всей компоновке до верхнего пакера.

После установки компоновке в скважине, под действием пластового давления, жидкость из интервала продуктивного пласта, поднимается по НКТ и изливается в пространство скважины над верхним пакером компоновки. Под уровень жидкости спускается погружной насос (ШГН, ЭЦН и т. д.) и производится насосная эксплуатация скважины.

Технология проведения работ на скважине при использовании компоновки 2ПРОК-СИАГ-1 (рисунок 4):

Геофизическими способами устанавливается интервал негерметичности - расстояние от устья до верхней и нижней границ интервала, на основе этой информации определяются места установки пакеров. Устье скважины оборудуется оборудованием для спуска компоновки - спайдером и превентром. Производят шаблонирование и скреперование эксплуатационной колонны, в местах установки пакеров не должно быть повреждений колонны;

Производится спуск компоновки на трубах НКТ и посадка пакеров. Путём осевых перемещений спускаемой колонны производится посадка нижнего пакера ПРО-ЯМО. После этого колонна разгружается на нижний пакер - под действием сжимающей нагрузки происходит посадка верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ.



Рисунок 4 - Технология селективной изоляции интервала негерметичности компоновкой 2ПРОК-СИАГ-1

В межпакерное пространство закачивается буферная жидкость для предотвращения коррозии оборудования. Закачка осуществляется под давлением через клапан КУМ, который открывается натяжением колонны

В НКТ подаётся жидкость под давлением 15-20 МПа - происходит срез срезных винтов в посадочном гидравлическом инструменте ИПГ и колонна НКТ отсоединяется от компоновки. Производится подъём колонны НКТ.

Устье скважины оборудуется устьевой арматурой для насосной эксплуатации. В скважину спускается погружной насос для насосной эксплуатации (ЭЦН, ШГН).

Преимущества применения компоновки:

Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добываемой продукции и переводит в фонд дающих продукцию;

Максимальная нефтеотдача за счет:

гидрофобизации призабойной зоны пласта;

снижения обводненности добываемой жидкости;

сокращения времени на ремонт.

Проведение безопасных СПО при осложнениях;

Без больших финансовых затрат, быстро и надежно изолирует интервал водопритока или негерметичности.

Исключает проведение дорогостоящий РИР, не засоряет, а улучшает коллекторские свойства призабойной зоны пласта. [1]

Компоновки 2ПРОК-СИАГ-1 выпускаются нескольких типоразмеров в зависимости от диаметра обсадной колонны. Технические характеристики компоновок приведены в таблице 10. [11]

Таблица 10 ? Технические характеристики компоновок 2ПРОК-СИАГ-1

Шифр	Обсадная колонна, мм	Наружный диаметр, мм	Диаметр проходного канала, мм (не менее)	Диаметр НКТ между пакерами, мм	Присоединительная резьба гладких НКТ
	Условный диаметр	Толщина стенок				Верх (муфта)	Низ (ниппель)
2ПРОК-СИАГ-1-118-50-350-Т1002-К3-Х3	140	6-8	118	50	89	89	73
	146	9-11
2ПРОК-СИАГ-1-122-50-350-Т1002-К3-Х3	146	6,5-9	122
2ПРОК-СИАГ-1-140-59-350-Т1002-К3-Х3	168	7,3-11	140	59
	178	12,7-15
2ПРОК-СИАГ-1-145-59-350-Т1002-К3-Х3	168	7,3-8	145
	178	8,1-12,7



2.4 Оборудование и материалы, применяемые при селективной изоляции двухпакерной компоновкой 2ПРОК-СИАГ-1

Инструмент посадочный гидравлический ИПГ

ИПГ предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием.

Достоинства:

герметичность соединения ловильного инструмента после стыковки позволяет проводить технологические операции с давлением до 25 МПа или продолжать эксплуатацию скважины;

использование инструмента позволяет значительно экономить материальные затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок или других технологических операциях при КРС.

Работа и конструктивные особенности:

комплект ИПГ состоит из инструмента для установки пакера, отсоединения от него для автономной работы и ловильного инструмента ИЛ для герметичного соединения с корпусом ИПГ и последующего извлечения пакера;

разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара, а соединение ловильного инструмента ИЛ осуществляется механической разгрузкой веса НКТ не менее 5 кН.

Внешний вид ИПГ показан на рисунке 5.



Рисунок 5 - Внешний вид гидравлического посадочного инструмента ИПГ

Клапан уравнительный механический КУМ (на 70 МПа)

Клапан предназначен для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с давлением внутри колонны НКТ.

Область применения: используется совместно с пакером при проведении технологических операций, после которых механически обеспечивается создание циркуляции между затрубным и внутритрубным пространствами НКТ.

В компоновке 2ПРОК-СИАГ-1 клапан необходим при её подъёме, при промывке скважины, при заполнении межпакерного пространство буферной жидкостью. Клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера, промывки или закачки буферной жидкости.

Достоинства:

обеспечивает легкий срыв пакера;

клапан снабжен шлицевым соединением, обеспечивающим передачу крутящего момента через колонну НКТ на оборудование, установленное под ним;

клапан многократного действия за одну СПО.

Конструктивные особенности:

срабатывание клапана механическое при натяжении инструмента вверх;

усилие срабатывания клапана регулируется предприятием-изготовителем по требованию заказчика;

закрытие клапана осуществляется разгрузкой инструмента.

Принцип действия клапана КУМ понятен из рисунка 6.

Клапан закрыт при разгрузке инструмента на него

Клапан открыт после натяжения инструмента вверх усилием, превышающим паспортное (настроенное) усилие срабатывания с учетом веса спущенного оборудования

Рисунок 6 - Принцип действия клапана уравнительного механического КУМ

Механический пакер ПРО-ЯВЖТ (рисунок 7)

Пакер ПРО-ЯВЖТ используется как верхний пакер компоновок с упором на нижний пакер. Предназначены для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.



Рисунок 7 - Внешний вид пакера ПРО-ЯВЖТ

Достоинства пакера:

возможность натяжения колонны НКТ после посадки пакера, без нарушения герметичного разобщения интервалов эксплуатационной колонны;

верхний механический якорь, зафиксированный от проворота относительно штока, позволяет исключить разгерметизацию пакера автономно оставляемого в скважине при отвороте от него механического посадочного инструмента ИПМ;

пакер содержат нижние шток и корпус, подвижное соединение между которыми выполнено герметично, что обеспечивает возможность использовать этот пакер в двухпакерных компоновках;

пакер содержат шпонку, что обеспечивает передачу крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленное под пакером;

легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки.

Конструктивные особенности пакера:

пакер не имеют нижнего заякоривающего устройства и предназначен для работы с упором на забой или на другой, расположенный под ним, пакер;

пакеры содержат верхнее механическое заякоривающее устройство, приводимое в рабочее состояние при определенном значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом НКТ, расположенных над пакером;

высокая ремонтопригодность.

Пакер механический осевой установки ПРО-ЯМО2 (рисунок 8)

Рисунок 8 ? Внешний вид пакера ПРО-ЯМО2

В компоновке 2ПРОК-СИАГ-1 пакер ПРО-ЯМО2 является нижним пакером. Пакер предназначен для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

Пакер обеспечивает:

надежную герметизацию эксплуатационной колонны при проведении работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер;

легкую распакеровку без дополнительной растягивающей нагрузки;

Конструктивные особенности:

пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), срыв пакера осуществляется натяжением колонны труб;

оборудование многократного действия за одну СПО.

Клапан газовый перепускной КПГ

Клапан газовый перепускной типа КПГ предназначен для перепуска свободного газа (жидкости) из затрубного пространства скважины в НКТ.

В компоновке 2ПРОК-СИАГ-1 используется два клапана КПГ:

нижний клапан - для пропуска в трубное пространство компоновки пластовой жидкости;

верхний клапан ? служит для перепуска газа из-под пакерного пространства в колонну НКТ

Клапан КПГ представляет собой стальной цилиндрический корпус (выполненный в виде муфты с боковыми перепускными проточными каналами), на нижнем и верхнем конце которого имеется присоединительная резьба НКТ для монтажа клапана в лифтовую колонну НКТ. В боковых проточках корпуса вставляются шарики, служащие запорными элементами. [11]

Срабатывание клапана происходит при достижении определённого значения перепада давления



Р=Рзатр - Р НКТ,

где Рзатр ? давление в затрубном пространстве, Р НКТ ? давление в НКТ. Для клапана КПГ Р=0,01 МПа.

Принцип работы клапана (рисунок 9):

при Р<0,01 МПа клапан закрыт и межтрубное пространство не сообщается с НКТ (схема слева);

при Р=0,01 МПа клапан открывается и газ из межтрубного пространства поступает в НКТ (схема справа).

Материалы, используемые при селективной изоляции интервала негерметичности компоновкой 2ПРОК-СИАГ-1

При монтаже установке в межпакерное пространство под давлением закачивается буферная жидкость, которая вытесняет пластовую воду, поступающую через интервал негерметичности. Буферная жидкость служит для предотвращения коррозии оборудования.

Буферная жидкость должна иметь более высокую вязкость, чем пластовая вода и предотвращать коррозию оборудования.

Примерный состав буферной жидкости:

вода техническая очищенная;

полиакриламид (ПАА) - служит для повышения вязкости, 0,1…0,5% от объёма технической воды;

ингибитор коррозии ХПК-002(МФ). [9]



Клапан закрыт (межтрубное пространство изолировано от НКТ)

Клапан открыт (межтрубное пространство сообщается с НКТ

Рисунок 9 - Принцип работы газового перепускного клапана

2.5 Исследование скважин после проведения селективной изоляции двухпакерной компоновкой 2ПРОК-СИАГ-1

Эксплуатационные скважины исследуют гидродинамическими методами.

Целью гидродинамического исследования является определения параметров пласта, на основе которых устанавливаются режимы работы скважины.

При проведении исследования измеряется изменение забойного давления с течением времени при изменении режима работы скважины. Зависимость изменения забойного давления от времени называется кривой восстановления давления - КВД. По КВД и величине установившегося дебита скважины до начала исследования рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрационную способность.

Для регистрации забойного давления необходимо спустить на забой глубинный манометр. В скважинах обычной компоновки манометр спускается на проволоке в затрубное пространство. При наличии в скважине компоновки 2ПРОК-СИАГ-1 спустить манометр в затрубное пространство невозможно, т. к. оно перекрыто пакерами. В этом случае манометр спускается в трубное пространство компоновки 2ПРОК-СИАГ-1 и доводится до уровня забоя. Для облегчения ввода манометра в компоновку, часть инструмента ИПГ, остающаяся в скважине после отсоединения колонны НКТ, на которой спускалась компоновка, выполнена в виде воронки.

При изменении забойного давления скважины манометр, находящийся внутри компоновки, будет регистрировать это давление с поправкой на перепад давления открытия клапана КПГ, установленного внизу компоновки.

В качестве глубинных манометров в настоящее время чаще всего используют автономные манометры, с записью показаний в цифровом виде во флеш-память.

Исследования проводят в следующей последовательности.

1. В трубное пространство компоновки спускают скважинный манометр, который регистрирует изменение давления на забое во времени.

2. После непродолжительной выдержки манометра на забое изменяют режим работы скважины.

3. Через 2…3 часа пребывания манометра на забое скважины его поднимают на поверхность и извлекают флеш-память с записью изменения давления во времени.

На кривой, записанной манометром (рисунок 10), выделяются следующие характерные точки и линии.

Линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске манометра в скважину. Линия ВС показывает забойное давление в скважине перед остановкой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД характеризует изменение давления на забое скважины после прекращения в ней отбора. Расстояния от оси времени до точки Д определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает изменение давления при подъеме манометра.

Рисунок 10 - Кривая изменения забойного давления

Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным манометром, вычерчена в системе координат p(t)-t, а теоретическое решение неустановившегося течения определяется зависимостью изменения давления от логарифма времени, т. е. p(t)-lgt, полученную с помощью манометра кривую перестраивают в новую систему координат - получают кривую восстановления давления (КВД), рисунок 11. По КВД определяют характеристики скважины и пласта: гидропровдность; пьезопроводность; коэффициент продуктивности; приведённый радиус скважины.



Рисунок 11 - Кривая восстановления давления



Заключение

Эксплуатация механизированных скважин может сопровождаться различными осложнениями. Одним из таких осложнений является поступление воды в скважину через негерметичность эксплуатационной колонны. Пластовая вода попадает на вход насоса и далее вместе с нефтью откачивается на поверхность. Для восстановления работоспособности скважины необходимо ликвидировать негерметичность.

В целях ликвидации негерметичности обычно проводят ремонтно-изоляционные работы - РИР. При проведении РИР с целью ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны применяют три основных способа: тампонирование под давлением; установка пластыря; установка дополнительной эксплуатационной колонны. В курсовом проекте дано описание технологий ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны различными способами.

Ремонтно-изоляционные работы являются длительным и дорогостоящим процессом, не всегда приводящим к положительному результату. Для механизированных скважин более прогрессивным способом предотвратить поступление воды на приём насоса является применение пакеров.

В двухпакерной компоновке 2ПРОК-СИАГ-1 пакеры устанавливается в скважине выше и ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны ? благодаря перекрытию межтрубного пространства обеспечивается изоляция пространства скважины от поступающей воды. Пластовая жидкость через перепускной клапан под действием пластового давления поднимается по трубному пространству компоновки и изливается в надпакерное пространство скважины. Погружной насос спускается под уровень жидкости в надпакерном пространстве и дальнейшая эксплуатация скважины производится в обычном режиме.

В курсовом проекте дано описание конструкции, работы и технологии применения двухпакерной компоновки 2ПРОК-СИАГ-1. Применение компоновки позволяет решить следующие задачи: вывести скважину c негерметичностью эксплуатационной колонны из простоя или бездействия; с минимальными затратами получить дополнительную добычу нефти; надежно изолировать интервал негерметичности при помощи пакеров; исключить проведение дорогостоящих ремонтно-изоляционых работ.

В работе проведён расчёт параметров изоляции водопритока для скважины Локосовского месторождения с применением компоновки 2ПРОК-СИАГ-1: глубина установки пакеров; число труб НКТ; объём буферной жидкости, закачиваемой в межпакерное пространство.



Список используемой литературы

1. Аминев Х.Ф. Способы механизированной добычи нефти с применением пакеров. - Уфа: Издательство УНГУ, 2011. - 59 с.

2. Бухаленко Е. И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 609 с.

3. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1986. - 588 с.

4. Материалы технологического отдела ТПП «Лангепаснефтегаз.

5. Махмудов С. А. Монтаж, ремонт и обслуживание скважинных электронасосов. Справочник. - М.: Недра, 1995. - 243 с.

6. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 306 с.

7. Пояснительная записка к технологической схеме разработки Локосовского месторождения. - Тюмень: СибНИПИнефть, 2003. - 84 с.

8. Сулейманов А. Б. Справочник по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985. -478 с.

9. Технологии изоляции водопритока в скважинах. ? Октябрьский: НПФ «Пакер», 2013. ?73 с.

10. http//www.novomet.ru - сайт НПО «НОВОМЕТ», Пермь.

11. http://npf-paker.ru - сайт НПФ «Октябрьский пакер».

Размещено на Allbest.ru

...