Технология капитального ремонта скважин с использованием гибких труб

научная статья по теме ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ ТРУБ Геофизика

Цена:

Авторы работы:

Научный журнал:

Год выхода:

Текст научной статьи на тему «ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ ТРУБ»

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Технологии ремонта скважин с использованием гибких труб

Адрес для связи: SadykovRN@ln.tatneft.ru

Ключевые слова: скважина, гибкая труба, порода, пакер, межтрубное пространство, запасованный кабель, исследование скважины, открытый ствол.

Coiled-tubing well intervention technologies

R.N. Sadykov (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk)

Key words: well, coiled tubing, rock, packer, annular space, reeved cable, well survey, open hole.

The paper considers well intervention technologies using coiled tubing. Coiled tubing applications for elimination of well production problems are reviewed with respect to pumping wells with trouble zones isolated with a packer Following the cleanout of the annular space above the packer and dissolution of the remaining rock cuttings with acid, the stuck packer can be easily removed by a well-repair crew. In order to identify the water-producing zones in the open-hole sections of horizontal wells a survey is conducted with the application of coiled tubing with a cable reeved into it.

В настоящее время одним из наиболее перспективных направлений в области ремонта скважин является развитие колтюбинговых технологий, что обусловлено следующими основными факторами:

1) при выполнении текущих ремонтов скважин:

— проведение работ без глушения скважины, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта;

— возможность ремонта при аномально высоких давлениях;

— возможность прокачки высокоагрессивных составов без воздействия на скважинное оборудование;

— уменьшение продолжительности и стоимости работ в 3-4 раза по сравнению с указанными показателями при применении традиционных методов;

2) при обработке призабойной зоны (ОПЗ) и исследовании горизонтальных скважин:

— возможность очистки забоя в режиме депрессии;

— доставка геофизических приборов и оборудования в любую зону горизонтальной части ствола скважины, исследование в режиме депрессии;

— проведение большеобъемных поинтервальных ОПЗ с перемещением конца гибкой трубы вдоль зоны обработки;

3) в области экологической и промышленной безопасности:

— значительное сокращение объема технологических операций, требующих нахождения работника в опасной зоне;

— выведение на пульт бурильщика основных параметров состояния оборудования и проведения технологического процесса;

— исключение загрязнения окружающей среды продукцией скважины и технологическими жидкостями.

Сервисным предприятием ООО «Татнефть-Актю-бинскРемСервис» с момента его создания по 2014 г. проведено 11136 ремонтов скважин с применением колтюбинговой установки (рис. 1).

Ремонт скважин без глушения и подъема глубиннона-сосного оборудования — одно из наиболее перспективных инновационных направлений, развиваемых в ПАО «Татнефть». Единственно возможным доступом в призабойную зону добывающей скважины, оборудованной скважинным штанговым насосом (СШН), является доступ через межтрубное пространство. Оборудование колтюбинговой установки до 2003 г. было оснащено гибкой трубой наружным диаметром 38,1 мм, а диаметр проходного сечения отверстия для выполнения геофизических исследований скважин (ГИС) по межтрубному пространству устьевой арматуры, применяемой в ПАО «Татнефть», составлял 38 мм. В связи с этим проведение работ с применением гибкой трубы не представлялось возможным. Решение проблемы было найдено специалистами НГДУ «Лениногорскнефть». Диаметр исследовательского отверстия устьевой арматуры был увеличен до 42 мм. Риском технологического решения являлась возможность прихвата и разрушения гибкой трубы, однако опытные работы оказались успешными.

Рис. 1. Динамика числа ремонтов скважин с применением гибкой трубы и выполненных услуг при текущем и капитальном ремонтах в ПАО «Татнефть»

В 2002 г. НГДУ «Лениногорскнефть» были проведены опытные водоизоляционные работы с закачкой нефтеби-тумного продукта и реагента СНПХ-9633 в 10 скважинах на залежах 301-303 с использованием штатной колтю-бинговой установки МК-10Т (рис. 2) с гибкой трубой диаметром 38,1 мм. Работы проводились в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. На основе полученного опыта были сформулированы требования к колтюбинговой установке облегченного типа с меньшим диаметром гибкой трубы. По техническому заданию ПАО «Татнефть» белорусским предприятием ЗАО «Фидмаш» в 2003 г. была создана колтюбинговая установка М1002 для работы по межтрубному пространству с диаметром гибкой трубы 25,4 мм, которая на тот момент не имела аналогов в России. С внедрением новой установки отпала необходимость в привлечении бригад текущего ремонта скважин для замены устьевой арматуры. В настоящее время работы ведутся по межтрубному пространству через исследовательское отверстие стандартной устьевой арматуры в добывающих скважинах с диаметром эксплуатационных колонн 146 и 168 мм. Гибкая труба диаметром 25,4 мм нашла применение в основном для ОПЗ пласта различными растворителями и кислотами. В НГДУ «Лениногорскнефть» с 2010 по 2014 г. ОПЗ выполнены в 95 скважинах, средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 2,5 м3/сут. Так как затраты на ремонт скважин колтюбинговой установкой значительно ниже затрат на проведение традиционного капитального ремонта скважин (КРС), данная технология широко внедряется в скважинах ПАО «Татнефть».

Рис. 2. Колтюбинговая установка МК-10Т на базе автомобиля МАЗ

За последние годы проблема увеличения числа скважин с негерметичной эксплуатационной колонной в ПАО «Татнефть» частично решается установкой пакера ниже СШН. В процессе эксплуатации таких скважин над-пакерное пространство со временем засыпается частицами горной породы, выносимой из интервала негерметичности эксплуатационной колонны. В результате пакер перед началом ремонта не всегда удается извлечь, поэтому для ликвидации осложнений приходится привлекать бригады КРС и применять ловильно-фрезерное оборудование, на что затрачивается в среднем 1,8 млн. руб.

Для решения данной проблемы специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» в 2011 г. была разработана и внедрена технология извлечения прихваченного пакерного оборудования с применением гибкой трубы, заключаю-

Рис. 3. Технология промывки и ОПЗ по межтрубному пространству с использованием гибкой трубой

щаяся в следующем. Гибкая труба спускается в межтрубное пространство, частицы осыпавшейся породы промываются, и устанавливается солянокислотная ванна над пакером объемом 0,5 м3. После реагирования продукты реакции вымываются на поверхность через гибкую трубу, после чего пакер срывается и беспрепятственно извлекается (рис. 3).

Данная технология применяется в скважинах ПАО «Татнефть». Успешность работ составила 80 %, затраты на ликвидацию осложнений сократились в среднем на 1550 тыс. руб. на одну скважину.

В последние годы колтюбинговая установка используется при ремонте скважин с горизонтальным окончанием. В НГДУ «Лениногорскнефть» одной из существующих проблем является сравнительно быстрое обводнение скважин залежей 301-303. С целью выявления интервалов обводнения скважин с горизонтальным окончанием за последние два года успешно применяется технология их исследования с применением гибкой трубы с запасованным кабелем, установленным на кол-тюбингово м оборудовании. По данной технологии в 2013-2014 гг. успешно проведены исследования в девяти скважинах. В настоящее время в трех из них отключены интервалы обводнения: в одной — установкой набухающего пакера «ТАМ» (США), в двух — установкой набухающих пакеров «Кварт» (г. Казань).

За время эксплуатации колтюбинговых установок были выявлены основные преимущества их применения по сравнению с традиционными КРС: проведение ремонта без глушения скважины, исключение загрязнения окружающей среды, возможность работы при избыточном давлении в скважине и прокачки высокоагрессивных составов без воздействия на скважинное оборудование, возможность очистки забоя скважины в режиме депрессии, проведение исследований горизонтальных скважин с целью определения интервалов притока воды.

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

ЗИНИН Д.В., ИВАЩЕНКО Н.Н. — 2009 г.

ОСТРОВСКИЙ В.Г., ПЕРЕЛЬМАН М.О., ПЕЩЕРЕНКО С.Н. — 2012 г.

Источник

Нефтяная промышленность

Поиск по этому блогу

вторник, 27 марта 2018 г.

Технологии ремонта с использованием непрерывной колонны гибких труб (колтюбиг) и их развитие.

Колтюбинг-основ. на применении гибких непрерывных труб.

«+» исключ. глушения скв; исключ. необходим. подъема ГНО при ремонте ч/з межтрубн. пространство; сокрощение времени СПО; возможность доступа в горизонт., многозаб. скв.

«-»невозм. вращения колонны; недост. жесткость;огран. размера барабана; ни зкая маневренность агрегатов.

Установка М1002ФИД состоит: инжектор- устр-во, позвол. создавать осевые усилия для перемещения колонны ГТ и направлять их в скважину; Напр. желоб-предназн. для плавн. направления гибкой трубы с барабаном в устройство инжектор;Барабан с колонной ГТ предназн. для хранения КГТ;Укладчик КГТ-для обеспечения правильн. намотки;Гидрокранманипулятор-для монтажа оборудования на устье скважины;Насосный блок-для перекачки технолог. жидкости с вертлюжн. соед. на барабане;

Основные требования:спуск и подъем только при циркуляции жидкости; возможна только прямая циркуляция, ч/з колонну ГТ; при выполнении СПО с КГТ процесс спуска сопровожд. периодом. подъемом колонны ГТ, чтобы исключить прихват.

Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, следующими факторами:

— к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;

— обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей.

Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно, повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего, это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин.

Правила выполнения ремонта с колонной ГТ

Спуск-подъем гибкой трубы в скважину со всеми видами инструмента и оборудования производится при прямой циркуляции рабочей жидкости (обратная циркуляция через гибкую трубу запрещена). В ряде случаев (геофизические исследования, спуск перфораторов, отдельные виды специального инструмента и специального оборудования) спуск-подъем гибкой трубы может проводиться без циркуляции рабочей жидкости по специальному плану на ремонт скважины.

1.Ремонт скважины установкой «Гибкая труба» начинается с первичного спуска-подъема пера до глубины, указанной в плане работ.

2.Перед спуском в скважину геофизических приборов, НКТ и эксплуатационная колонна ниже воронки НКТ должны быть прошаблонированы шаблоном, длиной не менее длины геофизического прибора, диаметром на 10мм больше диаметра геофизического прибора. При наличии в скважине подвески НКТ-60мм, диаметре геофизического прибора 42мм, допускается проведение шаблонирования НКТ шаблоном диаметром не менее 48мм.

Перед спуском в скважину забойных двигателей, пакеров, перфораторов, гидравлических и механических яссов, гидрожелонок, овершотов, другого ловильного инструмента и оборудования, провести шаблонировку НКТ шаблоном, длиной не менее длины спускаемого инструмента или оборудования, диаметром на 2мм больше диаметра спускаемого инструмента или оборудования.

3.Скорость спуска-подъема гибкой трубы перед выходом из воронки НКТ и входом в воронку НКТ должна быть снижена до 0,5 м/минуту за 20 метров до воронки.

•Скорость спуска гибкой трубы с печатью, забойным двигателем, всеми видами ловильного инструмента должна быть снижена до 0,5 м/минуту за 20 метров до «головы» аварийного инструмента, оборудования, цементного моста, места нарушения эксплуатационной колонны, НКТ, жесткой посадки пера, и т.п.

•Скорость спуска гибкой трубы при промывке забоя от песка, асфальто-парафиновых и прочих отложений в интервале за 10 метров от текущего забоя до искусственного (за 10 метров от верхних дыр интервала перфорации до искусственного забоя, если в план-заказе не указан текущий забой) не должна превышать 2 м/минуту.

При первичном спуске пера, спуске шаблона, через каждые 100 метров спуска производится контрольный подъем гибкой трубы на высоту не менее 20 метров, со скоростью подъема 5 м/минуту.

При промывках гидратно-парафиновых пробок, промывке лифта НКТ от парафинистых отложений, через каждые 20 метров промывке производится контрольный подъем гибкой трубы на высоту не менее 10 метров со скоростью подъема 5 м/минуту.

При промывке гидратной пробки скорость спуска «пера» в интервале промывки 0,5 м/минуту. При промывке парафиновых отложений скорость спуска пера в интервале промывки 2,0 м/минуту. Скорость подъема пера в интервале промывки 9,5 м/минуту

Первичный спуск пера проводится со скоростью 15 м/минуту, подъем – 17 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 11 м/минуту, подъема – 13 м/минуту.

Спуск шаблона проводится со скоростью 14 м/минуту, подъем – 17 м/минуту. В интервале ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 9 м/минуту, подъема – 12 м/минуту.

Повторный спуск пера, спуск печати проводится со скоростью 19 м/минуту, подъем – 20 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитным углом 60 и более градусов скорость спуска – 13 м/минуту, подъема – 15 м/минуту.

Спуск забойного двигателя, компоновки ловильного инструмента, пакера, другого инструмента и оборудования проводится со скоростью 15 м/минуту, подъем – 18 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 10 м/минуту, подъема – 13 м/минуту.

•Спуск прибора до интервала исследований проводится со скоростью 10 м/минуту, подъем – 13 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитным углом 60 и более градусов скорость спуска – 8 м/минуту, подъема – 10 м/минуту.

•При промывке горизонтального участка скважины скорость спуска — 2 м/минуту, через каждые 10 метров спуска производится контрольный подъем гибкой трубы на 10 метров. Скорость подъема в горизонтальном участке — 5 м/минуту, за 20 метров до начала хвостовика колонны скорость подъема – 2 м/минуту. При работе в горизонтальном участке специальными насадками и специальным оборудованием скорость спуска и подъема указывается дополнительно в плане работ.

Источник

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Ремонт скважин с помощью гибких труб

7.1 .1 . Инжекционные головки для ввода в скважину гибкой колонны НКТ.

7.1.2. Катушка, на которую наматывается гибкая колонна НКТ.

7.1 .3. Превенторный блок, который включает:

7.1.3.1. Превентор с глухими плашками.

7.1.3.2. Превентор с однонаправленными скользящими плашками, позволяющими при необходимости подвесить на них колонн>7 гибких труб.

7.1.3.3. Превентор с трубными плашками.

7.1 .4. Тройник с отводом для создания циркуляции или подключения выкидной линии устанавливается ниже превенторного блока.

7.1 .5. В случае, если работы в скважине выполняются при давлениях на устье более 21 МПа, ниже тройника устанавливается дополнительный Превентор с трубными плашками.

6.3.2.Не доходя 30—40 м до заданной глубины производят остановку, поднимают инструмент на 20—30 м и фиксируют его вес. Дальнейшее опускание до заданной глубины производят на пониженной скорости.

6.3.3. При работах в глубоких скважинах, заглушенных жидкостью глушения плотностью 1600-1800 кг/м3 в компоновку опускаемого инструмента включают одну или две грузовые штанги для увеличения массы инструмента.

6.3.4. В наклонно направленных скважинах в компоновку опускаемого инструмента дополнительно включают один или два шарнирных соединения на расстоянии 1 ,0—1 ,5 м друг от друга для придания гибкости спускаемой колонне. При остановке и съеме газлифтных клапанов шарнирные соединения устанавливают между яссом и нижней грузовой штангой.

6.3.5. При опускании инструментов для захвата ловильной головки массу всего набора инструментов полностью передают на ловильную головку. Затем дают небольшую натяжку для определения надежности захвата ловильной головки, разгружают массу инструмента для приведения ясса в заряженное положение. После каждого удара вверх механическим яссом инструмент опускают на ловильную головку срываемого оборудования плавно, без ударов.

6.3.5.1. Удар вверх гидравлическим яссом производят при натяжении троса в пределах 2,4—2,8 кН с выдержкой 2—4 мин, барабан при этом фиксируют тормозом. При необходимости производят повторный удар гидравлическим яссом, опускают и разгружают инструмент на ловильную головку и выдерживают в течение 6—8 мин.

6.3.5.2. При ударах механическим яссом вниз инструмент поднимают не более чем на длину хода штока (по показанию счетчика глубины и зафиксированного перед посадкой веса инструмента при подъеме).

6.3.6. Установку клапанов-отсекателей производят в следующем порядке.

6.3.6.1. Клапан-отсекатель присоединяют к опускаемому инструменту с ввинченным в него штоком для удержания шарнирного клапана в открытом положении.

6.3.6.2. Опускают клапан-отсекатель до посадочного ниппеля и, прежде чем произвести установку его, с помощью насоса пульта управления нагнетают масло в управляющую трубку до ее заполнения.

6.3:6.3. Ударами вниз с помощью ясса устанавливают клапан-отсекатель в посадочном ниппеле. После 10-12 ударов осуществляют натяжку троса (1 ,0-1 ,5 кН) лебедкой, проверяют надежность установки кла-пана-отсекателя в посадочном ниппеле.

6.3.6.4. Для подъема клалана-отсекателл, если он находится в открытом положении, опускают инструмент для подъема с ввернутым в него штоком, фиксации шарового или другого клапана в открытом положении. После посадки инструмента на замок отключают пульт управления и ударами вверх механическим яссом (вручную) срывают замок и поднимают его с отсекателем. Если клапан-отсекатель находится в закрытом положении, то его подъем осуществляют после выравнивания давлений над и под клапаном-отсекателем.

6.3.6.5. Для открытия (закрытия) механического циркуляционного клапана (скользящей гильзы) убеждаются в отсутствии перепада давления между трубным и затрубным пространством. Если скользящая гильза открывается (закрывается) ударами вверх, то опущенный инструмент пропускают через скользящую гильзу на 1—2 м, приподнимают ее и проверяют зацепление инструмента с внутренней втулкой при натяжении троса усилием 1 ,0-1 ,2 кН. Затем ударами механического ясса вверх открывают (закрывают) скользящую гильзу.

6.3.6.6. Если скользящая гильза открывается (закрывается) ударами вниз, то для проверки захвата инструмента внутренней втулкой разгружают полностью инструмент и, убедившись в остановке его в скользящей гильзе, производят удары яссом вниз. После выхода инструмента из скользящей гильзы его два-три раза пропускают через гильзу и убеждаются в ее закрытом положении.

6.3.7. Для извлечения приемных обратных клапанов и глухих пробок предварительно выравнивают давление над и под ними с помощью специальных боковых отверстий для перепуска давления перед извлечением. Для этого после опускания инструмента производят несколько ударов механическим яссом вверх, натягивают трос усилием 1 ,2—1 ,5 кН и выдерживают в таком положении в течение открытия перепускных отверстий. Затем при ударах вверх срывают устройство из посадочного ниппеля.

Удиви своих подружек и своего возлюбленного необычной новинкой завивка ресниц в ноябрьске Ты будешь звездой компании

Хоть и говорят- ремонт дело не для слабонервных- как не крути-но его нужно делать. составление сметы на ремонт Предлагаем свои услуги

на нашем сайте огромный выбор запчастей на ваш автомобиль запчасти land rover freelander

Источник

Технология гибкой насосно-компрессорной трубы

Характеристика технологии гибкой насосно-компрессорной трубы и возможностей ее использования в нефтедобыче. Описание процессов бурения, каротажа и перфорации, вытеснения жидкостей, цементирования, промывки забоя с применением указанной технологии.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	12.11.2016
Размер файла	45,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное

учреждение высшего образования

РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ

Кафедра нефтепромысловой геологии, горного и нефтегазового дела

Реферат на тему:

По дисциплине «Геомеханика нефтяных пластов и газовых залежей»

Выполнил: Студент гр. ИНБ-302

к.т.н., Шигапова Д. Ю.

д.т.н., профессор Воробьев А. Е.

— это автономная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую НКТ в эксплуатационную НКТ или в обсадную трубу скважины. Технология ГНКТ может применяться в наземной и морской нефтедобыче и не требует отдельного станка КРС. ГНКТ можно применять на добывающих скважинах, она позволяет вести закачку рабочих жидкостей или азота во время спуска трубы.

Сервисная компания «Шлюмберже» предлагает своим клиентам технологию гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), важнейшим качеством которой является именно экономичность. ГНКТ помогает уменьшить расходы, т.к. зачастую устраняет необходимость использования дорогостоящих станков КРС. (прим. — на Западе услуги установок КРС стоят очень дорого)

Услуги ГНКТ являются быстрыми и эффективными — скважина возвращается в действующий фонд с минимальной потерей времени.

Компания «Шлюмберже» предлагает экономичную альтернативу многим традиционным методам нефтедобычи —от бурения до заканчивания скважин.

В настоящее время промывка стволов скважин производится в процессе освоения скважины после ГРП. Бригаде капитального ремонта скважин (КРС) требуется на эту операцию до пяти суток. Для промывок применяется 40-50 куб.м. плотного солевого раствора. Общее качество промывки оставляет желать лучшего, т.к. процент отказов ЭЦН из-за примесей, оставшихся в стволе, забое и призабойной зоне, в настоящее время довольно высок. Кроме того, бывают случаи потерь солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что существенно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи.

ГНКТ позволяет проводить промывки стволов скважин с большей скоростью, в среднем в течение двух суток. Общее количество раствора на одну работу в среднем — до 10 куб.м. Преимуществом технологии ГНКТ является то, что помимо собственно промывки ствола технологическим раствором, она дает возможность закачивать в скважину определенный объем азота для создания пониженного гидростатического давления. В итоге возникает эффект притока жидкости, следовательно, обеспечивается процесс вымывания твердых примесей (солевого раствора) из призабойной зоны пласта. Традиционный станок КРС обеспечить такой эффект не в состоянии. Кроме того, технология ГНКТ позволяет контролировать процесс циркуляции, дает возможность работать при более сложных условиях в скважине

Спектр услуг ГНКТ в современной мировой нефтедобыче

Решения руководителей современной нефтяной промышленности определяются несколькими ключевыми факторами, такими как эффективность, гибкость, производительность, экология. Но наиболее важным фактором остается экономичность проектов и технологий.

ГНКТ — это автономная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую НКТ в эксплуатационную НКТ или в обсадную трубу скважины. Технология ГНКТ может применяться в наземной и морской нефтедобыче и не требует отдельного станка КРС. ГНКТ можно применять на добывающих скважинах, она позволяет вести закачку рабочих жидкостей или азота во время спуска трубы.

Апробированные сервисные услуги ГНКТ для вертикальных, горизонтальных и направленных скважин включают:

·Каротаж и перфорация

·Борьба с песком

·Установка и удаление цементных мостов

·ГНКТ как выкидная линия

·Работа с пакерами

·Ликвидация парафиновых пробок

Бурение посредством ГНКТ все чаще становится альтернативой традиционному бурению. Применяется для разведочных скважин, углубления существующих стволов скважин и бурения горизонтальных отводов из вертикальных стволов скважин. Преимущества ГНКТ включают:

·Экономичность — не требуется буровая установка, сокращаются время работы и затраты;

·Меньше повреждается пласт — бурение производится при пониженном гидростатическом давлении;

·Меньше время бурения — нет необходимости соединять бурильные трубы;

·После бурения та же самая ГНКТ применяется для заканчивания скважины;

·Компактность — объем оборудования в десять раз меньше традиционной буровой установки;

·Экологичность — ГНКТ уменьшает риск утечки жидкостей, меньший размер долота означает меньший объем добытого шлама и расходы на его утилизацию.

Каротаж и перфорирование

·ГНКТ позволяет вести непрерывный каротаж всего интервала;

·Применяется полный диапазон приборов каротажа;

·Быстрые спуско-подъемные операции (СПО) на заданной скорости и точная доставка инструмента на место замеров;

·Продолжительная циркуляция жидкостей позволяет получить данные о дебите скважины и контролировать давление и температуру;

·Каротаж в действующей скважине;

·Все электрические соединения каротажных приборов делаются на поверхности.

·Перфорирование в вертикальных скважинах;

·Перфорирование при пониженном гидростатическом давлении увеличивает приток жидкости из пласта и уменьшает повреждения;

·Перфорирование в горизонтальных отводах скважин, где традиционные методы практически бессильны.

Методы вытеснения жидкостей для вызова притока включают применение азота. Эффективность и экономичность — установленный факт при использовании таких методов, как:

·Газлифт и струйная промывка для вызова притока;

·Пенистые жидкости — улучшают вымывание твердых частиц из забоя со сложным профилем;

·Закачка азота для уменьшения гидростатического давления во время циркуляции и бурения.

Борьба с песком

ГНКТ предлагает значительные преимущества для контроля песка. Способность установить КНБК (компоновка низа буровой колонны) непосредственно в зоне перфорации позволяет практически сразу начать подъем песка. С помощью смолистых материалов возможно установить пробку в зоне перфорации и прекратить попадание песка в ствол скважины. Затем пробка разбуривается, проводится новая перфорация и скважина возвращается в число действующих.

Повторное (исправительное) цементирование

Испытанная альтернатива традиционным станкам КРС. Излишний приток воды можно уменьшить путем перекрытия каналов и изоляции непродуктивных зон перфорации. ГНКТ успешно использовался для закачки цемента на глубину до 5 791 метра.

ГНКТ как выкидная линия

Стремительно растет популярность использования гибкой НКТ в качестве выкидной линии к сепаратору на морских платформах и наземных скважинах. Преимущества:

·Безопасность — существенно уменьшает опасность разлива жидкостей, что особенно важно в экологически чувствительных участках;

·Скорость монтажа линии.

ГНКТ может проводить ловильные работы в вертикальных, горизонтальных и наклонно-направленных скважинах. Преимущества:

·Циркуляция различных жидкостей, включая азот и кислоту, под высоким давлением для промывки или растворения песка, бурраствора, накипи и других твердых частиц поверх улетевшего инструмента;

·Большие крутящие моменты для доставания инструмента из вертикальных или направленных скважин, что слишком тяжело для станка КРС;

·Одновременная циркуляция и работа по извлечению инструмента;

·Извлечение инструмента под давлением в действующей скважине без необходимости глушить скважину.

Работа с пакерами

Усовершенствование технологии пакеров позволяет использовать ГНКТ для селективных обработок пласта. Основным преимуществом является устранение использования станка КРС. Другими преимуществами являются:

·Селективный интервал обработки;

·Пакера используются для нескольких обработок (до пяти работ).

ГНКТ — самый эффективный метод доставки рабочих жидкостей в интересующую зону. Использование ГНКТ предохраняет рабочую НКТ от воздействия рабочих жидкостей и позволяет избежать загрязнения кислоты осадками и частицами из рабочей НКТ. Через ГНКТ можно закачивать ингибиторы парафина и коррозии. В длинных горизонтальных отводах скважин (до 1 000 м) ГНКТ может дойти до конца участка и начать медленный отход назад, одновременно закачивая кислоту. После обработки ГНКТ можно использовать для промывки азотом, чтобы быстрее очистить скважину.

Возможно наиболее частое применение ГНКТ — это удаление осадков и частиц из ствола скважины. Один из таких методов — промывка песка — эффективно применяется в вертикальных, горизонтальных и наклонных скважинах. Преимущества:

·Обеспечивает постоянную циркуляцию и контроль;

·Удаляет разнообразные виды осадков и твердых частиц;

·Использует специальные инструменты, увеличивающие эффективность промывки;

·Позволяет применять жидкости, учитывающие условия пласта, ствола, рабочей колонны, а также особенности частиц;

·Позволяет комбинировать методы промывки, стимулирования и азотного лифта.

Компания «Шлюмберже» всегда бережно относилась к окружающей среде в местах производства работ. Услуги комплекса ГНКТ продолжают эту традицию и предлагают следующие преимуществапо сравнению с традиционными буровыми установками:

·ГНКТ использует намного меньше оборудования;

·Меньше объем буровых жидкостей;

·Меньше уровень шума;

·Небольшой визуальный профиль относительно мачты буровой вышки;

·Меньше ущерб для местных дорог, т.к. ГНКТ требует в десять раз меньше оборудования для транспортировки;

·Меньше объем бурового шлама подлежащего утилизации.

По сравнению с традиционными станками КРСуменьшается опасность разлива жидкостей (при подъеме из скважины и укладке отдельных НКТ). ГНКТ также предусматривает протирание внешних стенок гибкой трубы при подъеме из скважины.

В качестве выкидной линии ГНКТможет применяться там, где традиционные трубопроводы могут причинить большой вред окружающей среде — болота, заболоченные участки, заповедники и т.д.

Опыт применения технологии ГНКТ компании «Шлюмберже» в Западной Сибири

Компания “Шлюмберже” приступила к выполнению сервисных услуг комплексом ГНКТ для ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с января 2000 года. В течение стартового периода проекта: с января по апрель 2000 г. были проведены работы на 50 скважинах. Опыт работы с ОАО «Ноябрьскнефтегаз» позволяет теперь компании определить качество, стоимость и диапазон сервисных услуг ГНКТ относительно условий Западной Сибири. Ниже приводится краткий анализ технических и экономических аспектов работ с ГНКТ по упомянутому проекту.

ОАО «Ноябрьскнефтегаз» — нефтедобывающее предприятие компании «Сибнефть» — располагает 17 месторождениями нефти и газа, находящимися в районе города Ноябрьска (Ямало-Ненецкий автономный округ). Суммарная суточная добыча ОАО «ННГ» в марте 2000 г. составляла 40 тыс. тонн в сутки из порядка 4 тысяч действующих эксплуатационных скважин.

Комплекс ГНКТ в основном применялся на Вынгапуровском месторождении ОАО «ННГ».

Традиционно работы по ремонту и восстановлению скважин производятся с помощью установок КРС. Хотя установка ГНКТ не может соперничать с комплексом КРС в производстве определенных операций (например, там, где требуется повышенная продольно-осевая нагрузка, используются насосы иного типа, чем ЭЦН), ГНКТ может быть очень эффективной технологией в случае тщательного подбора скважин-кандидатов. насосный компрессорный труба нефтедобыча

До настоящего времени до 95% работ ГНКТ в Западной Сибири (ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», НК «Сургутнефтегаз» и др.) сводились к удалению гидратных/парафиновых пробок, вытеснению жидкостей, закачке азота и промывке скважин.

С учетом широкого масштаба работ по гидроразрыву пластов (ГРП) на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» ГНКТ может применяться для промывки призабойной зоны сразу после ГРП.

ГНКТ — это эффективная технология, которая может получить широкомасштабное применение в нефтедобыче на территории Западной Сибири.

Характеристика основных операций комплекса ГНКТ

Состав комплекса ГНКТ.

Установка ГНКТ с катушкой и гидравлическим краном;

Блок устьевого оборудования;

Мобильная насосная установка.

ППУ — паровая установка;

АДПМ — установка депарафинизации (разогрева) нефти;

Компрессор — для продувки ГНКТ после работы;

Количество персонала было рассчитано на обеспечение круглосуточной работы комплекса. Работа проводилась в две смены по 12 часов. Количество работающих в одном звене — 12 человек. Общее количество работающих (с отдыхающей вахтой) — 24 человека. В качестве КТ супервайзеров -2 чел. — работали иностранные специалисты с целью обеспечить качество проводимых работ в соответствии с регламентом компании «Шлюмберже». Среднее количество работ — 1 в течение двух дней или до 15 работ в месяц.

Услуги ГНКТ для ОАО «ННГ» представляли следующие виды работ:

·Удаление парафиновых/гидратных пробок;

·Закачка жидкостей через ГНКТ;

·Закачка азота (вызов притока);

·Промывка ствола в нагнетательных скважинах;

·Промывка песка в призабойной зоне после ГРП.

Расчеты эффективности работ ГНКТ на Вынгапуровском м/р в первом квартале 2000 г. строятся на следующих данных:

Источник