Предприятие входит в Группу
компаний «Технология металлов»

Все сайты группы

(8112) 704–201
(8112) 704–240

info@pskovgeokabel.ru

Миниколтюбинговые операции

Месторождения, добывающие большую часть нефти и газа в России, эксплуатируются уже на протяжении 20-50 лет. Все они вошли в 4-5 стадию разработки. В этой ситуации важнейшим фактором в поддержании добычи является проведение работ по капитальному ремонту скважин (КРС) м повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Так ОАО «СургутНефтеГаз» за счёт проведения большой программы КРС и ПНП удаётся на своих старых месторождениях не только поддерживать добычу, но и наращивать ее на 5-10% в год. Следует отметить, что эти результаты были достигнуты, в том числе, и благодаря массовому применению колтюбинговых технологий. Так «СургутНефтеГаз» имеет в своем арсенале 27 колтюбинговых установок – это больше чем у кого-нибудь в России. Для сравнения в ОАО «Газпром», который имеет на балансе почти в 10 раз большее количество скважин, всего 24 установки.

Остановимся на тех особенностях колтюбинговых технологий, которые дают принципиальные преимущества:
- возможность работы без бригады КРС, с минимальным временем на перемещение и развертывание.
- в подавляющем большинстве скважины имеют аномально низкое пластовое давление. Поэтому наиболее эффективны те операции, которые производятся на депрессии, с минимальным воздействием на пласт. Это требует герметизации устья на протяжении всей операции с применением специального противовыбросового оборудования, что является очень затруднительно, а часто и не реализуемым при применении НКТ.
Далее будет приведено описание типовых операций с применением миниколтюбинга.

Освоение скважин с помощью газлифта газожидкостными смесями.
 Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми обо­рудована скважина.
 При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование (рис. 1). Оно включает емкость для азота 1, компрессор для его закачки 7 и сливную емкость 3, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.
 Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования – превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это ус­ловие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азот­ная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 – 55 мм.
 Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 – 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока.
Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 – 20 м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.
 Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.
Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.
 После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорацион­ных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо под­держивать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость.
Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.
После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается. Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины.

Схема расположения оборудования для проведения газлифта

Рис.1 - Схема расположения оборудования для проведения газлифта:

1 – пластовая жидкость; 2 – смесь азота и пластовой жидкости; 3 – азот; 4 – оборудование устья скважины; 5 – транспортер; 6 – колонна гибких труб, наматываемая на барабан 107 – емкость для азота; 8 – система управления работой узлов агрегата; 9 – емкость для сбора пластовой жидкости, извлеченной из скважины; 10 – барабан с КГТ; 11 – дроссель; 12 – привод транспортера; 13 – силовая установка; 14 – насос для закачки азота


   Кислотная обработка пласта.
 Кислотные обработки являются наиболее массовыми операциями по повышению нефтеотдачи нефтяных скважин или повышения приемистости нагнетательных скважин. Они проводятся для очистки коллектора, удаления эффекта кальматации и увеличения проницаемости пласта.
 Операция проводится в несколько этапов.
 Нормализация пласта и очистка призабойной зоны. Очистка производится потоком технической жидкости (как правило - воды) с подъемом по кольцевому пространству между колонной НКТ и сталеполимерной трубой (СПТ). При этом необходимо поддерживать скорость восходящего потока не менее 1-3 м/с, лишь при этом условии обеспечивается подъем твердых частиц вверх;
 Непосредственно кислотная обработка, в процессе которой производится продавка кислоты в пласт под давлением на 5-10 атм. больше чем пластовое. При попадании в пласт происходит ее реакция с коллектором. Минимальное время необходимое для выдержки кислоты в пласте 2-3 часа. Однако, если увеличить это время до суток, то эффективность операции возрастет.
   Промывка и удаление продуктов реакции из пласта.
 Освоение скважины.
 Рассмотрим вариант проведения кислотной обработки через струйный насос с последующим созданием циклической депрессии разработанной фирмой «ЭМПИ-Сервис» рис. 2.

схема проведения обработки через струйный насос

Рис. 2 - Схема проведения обработки через струйный насос.

 В данной компоновке, после проведения нормализации забоя, обработка пласта проходит в два этапа:
   1) закачка жидкости производится через струйный насос.
   2) сбрасывается шарик и производится перестановка вкладыша депрессионная положение.
 В струйный насос подается технологическая жидкость и создается депрессия на пласт. Под влиянием перепада давлений происходит интенсивная очистка коллектора. Причем имеет смысл проводить циклическое воздействие на пласт с изменением перепада давлений.
 К преимуществам этого варианта возможность проведения освоения скважины с созданием длительной депрессии на пласт, что позволяет произвести его качественную очистку.
   Селективное воздействие на пласт
 Объектом селективного воздействия на пласт являются либо перфорационные отверстия, расположенные на определенном уровне, либо зона негерметичности эксплуатационной колонны, через отверстия которой в скважину поступает вода. Подобное воздействие осуществляют при закачке цемента, поинтервальной кислотной обработке либо в других случаях, когда нужно обработать точно заданный интервал.
 При проведении этих работ на колонне гибких труб спускают сдвоенный пакер и выше него на точно определенной высоте – локатор (рис. 3, а). После спуска пакера ниже расчетного уровня колонну гибких труб приподнимают до тех пор, пока локатор не зафиксирует ее требуемого положения.
 Затем пакер приводится в рабочее положение и наружные поверхности камер плотно прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны (рис. 3, б).
 На следующем этапе работ открываются отверстия, через которые полость колонны гибких труб сообщается с пространством между пакерами. В него закачивается необходимая технологическая жидкость и при необходимости продавочная. После выдержки скважины в течении необходимого времени давление уменьшается, пакер переводится в транспортное положение и извлекается на поверхность.
 Особенностью конструкции инструмента, применяемого при выполнении описанных операций, является пакер, герметизирующий элемент которого в транспортном положении обеспечивает перемещение оборудования в колонне лифтовых труб диаметром 89 мм. Расстояние между каждым из пакеров, образующих сдвоенный пакер, выбирают в соответствии с длиной интервала скважины, обрабатывать который предполагают в конкретном случае.

схема внутрискваженного оборудования с двойным пакером

Рис.3. - Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдво­енный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а также при проведении процесса воздействия (в):

1 – колонна гибких труб; 2 – локатор, установленный на КГТ; 3 – верхний пакер; 4 – соединительный патрубок с отверстиями; 5 – нижний пакер; 6 – призабойная зона пласта, подвергаемая воздействию


К списку статей