Плохой оборот пласта способ устранения
Библиографическая ссылка на статью:
Бобков Д.О. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 7 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2017/07/84111 (дата обращения: 09.11.2021).
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из широко применяемых на сегодняшний день методов, позволяющим увеличить количество дополнительно добываемой нефти. Данный метод не только интенсифицирует выработку геологических запасов за счет устранения зон с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и улучшения гидродинамической связи между скважиной и пластом, а также между отдельными прослоями пласта, но и существенно расширяет зону дренирования скважины, вовлекая в разработку плохо вырабатываемые интервалы и зоны с низкой проницаемостью и высокой неоднородностью коллектора, что позволяет достичь более высокого конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Однако при осуществлении ГРП не всегда удается достичь желаемого результата, а порой операция гидроразрыва и вовсе может дать отрицательный эффект. Это связано, прежде всего, с необходимостью тщательного планирования операции гидроразрыва с использованием максимального количества промысловых данных и проведением ряда исследований, что зачастую не выполняется должным образом либо вовсе игнорируется. В результате в процессе проведения ГРП либо уже после окончания операции возникают разного рода технологические проблемы, резко снижающие эффективность мероприятия, и которых можно было бы избежать при более полном планировании.
Основными факторами, приводящими к снижению эффективности ГРП во времени, являются: снижение пластовой энергии при несоответствии добывных возможностей скважин с ГРП фильтрационным характеристикам пластов и систем ППД; резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта при увеличении скорости фильтрации пластового флюида в притрещинной зоне; низкая начальная проводимость трещины из-за ошибок в проектировании технологических операций; вынос проппанта из трещины пластовым флюидом в процессе разработки; кольматация трещины неразложившимся гелем; переток из газо-, водоносного или высокопромытого пропластка по созданной трещине, а также прорыв фронта нагнетания по созданной трещине и, как следствие, резкий рост обводненности добываемой продукции. [1]
Все вышеперечисленные факторы снижают эффективность ГРП и продолжительность эффекта, что приводит к существенному как технологическому, так и экономическому ущербу от применения этой технологии. И если воздействие первых трех факторов можно снизить путем оптимизации системы разработки и дизайна ГРП, то остальные факторы требуют применения дополнительных технологических решений для уменьшения риска недостижения эффекта от ГРП.
Вынос проппанта
Сравнение степени вклада каждого из вышеперечисленных факторов показывает, что наибольшую опасность для снижения продуктивности скважин после ГРП представляет вынос проппанта из трещины. Результатом явления выноса проппанта в процессе освоения или эксплуатации скважины может стать не только быстрый износ скважинного оборудования в результате абразивного воздействия, но и уменьшение проводящей ширины трещины в результате снижения эффекта расклинивания, вплоть до ее полного схлопывания.
Как показывает практика, в большинстве случаев вынос проппанта из пласта является достаточно продолжительным явлением. Однако нередки случаи, когда поступление проппанта из трещины носит весьма кратковременный характер. Предполагается, что причиной продолжительного выноса проппанта является неустойчивое состояние проппантной массы в трещине, обусловленное движением гранул проппанта в результате воздействия высоких скоростей фильтрующихся пластовых жидкостей и газа. Таким образом, уменьшение депрессии на продуктивный пласт (главным образом за счет увеличения забойного давления) и, как следствие, скорости фильтрации флюида в пласте, позволяет снизить интенсивность проппантого выноса. Причиной краткровременного характера выноса проппанта является возможность его вымывания из призабойной зоны пласта, в результате чего возникает значительная вероятность смыкания трещины вблизи ствола скважины, что, несомненно, сильно скажется на эффективной проводимости трещины. [1]
Высокий фактор опасности данной проблемы совместно с высокой частотой ее проявления обусловили разработку и создание множества технологий и способов предотвращения выноса проппанта из трещины. Например, технология PropNET, суть которой заключается в закачке в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое заполняет промежутки между частицами проппанта, что обеспечивает более высокую устойчивость проппантной набивки [2]. Однако наибольшее распространение получило использование RCP-проппанта. Так, применение RCP рассматривается как основной метод закрепления проппанта в призабойной зоне пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [3]. Основной его особенностью является наличие на поверхности проппанта отвердителя из фенолформальдегидной смолы.
Для проведения ГРП на объектах с температурой ниже 50 °С используют 2 варианта закрепления:
1) термозакрепление – повышение естественного температурного фона различными химическими реагентами, например, ПСК-2 (пеносолевая композиция) и МS-1 (кислотная композиция). Как правило, повышение температуры происходит в результате экзотермической реакции;
2) сшиватели – увеличение скорости и степени сшивания полимерных цепочек вводом химических реагентов-сшивателей (катализаторов, например, Fore LK- 11).
Термозакрепление RСР-проппанта (или «спекание») начинается, как правило, при давлении 69 атм и выше. В настоящее время выпускаются магниево-силикатные проппанты, покрытые смолой с температурой «спекания» от 50 °С. Проппант марки RСР покрыт олигомерами формальдегидных смол. Инициация полимеризации олигомеров (термозакрепление покрытия RCP-проппантов) происходит при повышении температуры до 50, 75, 100 °С и выше, в зависимости от типа RCP покрытия.
Основное назначение термозакрепления – закрепление RCP-проппанта в трещине после проведения ГРП, а также после закачки или отсыпки RCP-проппанта за счет увеличения адгезии зерен проппанта между собой. Термозакрепление может применяться как вспомогательная операция для снижения выноса проппанта [1]. Ввиду того, что возможные остатки геля ГРП в трещине влияют на качество адгезии зерен RCP и снижают способность покрытого проппанта к закреплению, необходимо свести данную возможность к минимуму. Это можно реализовать дополнительным применением деструкторов геля [4] либо использованием жидкостей ГРП, не загрязняющих трещину и ПЗП химическими остатками.
Кольматация неразложившимся гелем
Жидкость разрыва, оставшаяся в пласте после ГРП, оказывает негативное влияние не только на закрепление проппанта в трещине, но и на продуктивность скважины в целом. В качестве основы жидкостей разрыва применяются, как правило, гели гуаровой смолы с добавлением сшивателя и брейкера-деструктора полимеров. Нередки случаи, когда после размещения в трещине проппантной массы полимер остается неразрушенным. В результате образуется гелеобразная масса, характеризующаяся сверхвысокими значениями вязкости. Эта трудноудаляемая масса может заблокировать не только пространство трещины, но и пространство призабойной зоны. Другими недостатками данных жидкостей являются высокая фильтратоотдача и недостаточная песконесущая способность, высокие потери давления на трение при закачке высоковязкого геля. Решением служит применение в качестве жидкостей ГРП более совершенных составов. К ним можно отнести высокоструктурированные гелирующие комплексы «Химеко-В» [5], кислотный состав ФЛАКСОКОР110 [6], низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW [2]. Применяются незагрязняющие пласт жидкости, такие как ClearFrac, которая не требует деструктора, и Diamond FRAQ – вязкоупругая жидкость для проведения ГРП, обладающая эксплуатационными свойствами полимерной жидкости [7].
Прорыв воды по трещине ГРП
Несмотря на большое множество различных технологий и модификаций ГРП, расширяющих области его применения, эта технология не может быть реализована повсеместно. Одним из основных факторов, ограничивающих область применения ГРП, является близость водонасыщенных прослоев. В настоящее время существует ряд технологий ГРП с ограничением притока воды. Можно выделить три основных направления технологических решений в данной области, зарекомендовавших себя в качестве эффективных:
— ограничение неконтролируемого роста трещины в высоту путем снижения эффективного давления, достигающегося путем применения маловязких жидкостей разрыва: применение линейных гелей специальных составов ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП) и FiberFRAС (жидкости ГРП с применением волокон);
— ограничение увеличения высоты трещины при отсутствии достаточной контрастности горизонтальных напряжений между пропластками за счет создания проппантных барьеров: BracketFRAC, J-FRAC, метод искусственного клина – NewCo Well Service.
— установка химических барьеров: закачка реагентов, снижающих относительную фазовую проницаемость для воды – модификаторов фазовой проницаемости (МФП): AquaCon, Cw-Frac, WCA-I, WLP-3700 и другие.
Данные направления можно разделить по условиям применимости: в случае тонких глинистых пропластков между продуктивными и водонасыщенными пластами применяются технологии ограничения высоты трещины, а в случае близости водонефтяного контакта и в высокообводненных скважинах – МФП. [8]
ClearFRAC – бесполимерная система на основе воды с добавлением вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые изменяют реологию жидкости благодаря их способности формировать различные структуры в растворе. Данная система используется в качестве жидкости разрыва. В присутствии солевого раствора молекулы ПАВ прилипают друг к другу с формированием длинных черве- и дорожкообразных структур (мицелл), которые удерживают проппант. Благодаря этому система обладает высокой песконесущей способностью, при этом вязкость жидкости кратно ниже вязкости стандартного геля на основе гуара (150 сПз). Отсутствие в составе жидкости полимера также способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта ввиду отсутствия загрязнения неразложившимся гелем.
Механизм контроля роста высоты трещины при применении жидкости FiberFRAC схож с системой ClearFRAC: снижение содержания в жидкости ГРП полимера для уменьшения величины избыточного давления. Чтобы избежать неравномерного распределения проппанта внутри трещины, вызванного оседанием частиц под действием силы тяжести, добавляют специальные волокна, которые препятствуют процессу оседания. Другим результатом применения добавки является улучшение транспортировки проппанта, что является критическим фактором в системах с низкой вязкостью. В трещине волокна разлагаются под действием пластовой температуры и не влияют на проводимость проппантной пачки.
J-FRAC – технология, предусматривающая закачку смеси твердых материалов различной размерности, которая закачивается между буферной и проппантной стадиями или одновременно с буферной жидкостью. Крупные частицы предназначены для создания механического моста на глинистых барьерах, в то время как мелкие частицы устраняют утечки между крупными.
МФП могут присутствовать в трещине ГРП двумя способами: как покрытие проппанта и как добавка к жидкости ГРП. В ходе проведения операции ГРП модфикаторы могут добавляться на любой стадии закачки. Концентрация МФП в общем объеме жидкости разрыва (без «продавки») обычно составляет 1-2 %, однако содержание модификаторов в жидкости можно увеличить до 12% в зависимости от проницаемости пласта. Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов: полимерная цепь молекулы МФП при реакции с водой формирует сильные водородные связи с молекулами воды и создает гидравлическое сопротивление в каналах притока флюидов в скважину. Эти технологии представляют наибольший интерес для месторождений, где распространены объекты с наличием водоносных горизонтов и ВНК и для значительной доли скважин характерна высокая обводненность. [8]
Вывод
Необходимо помнить, что проектирование ГРП является ответственным процессом, от которого зависит не только успешность проведения мероприятия, но и эффективность разработки объекта в целом. Существует ряд причин, по которым операция гидроразрыва может оказаться технологически и экономически убыточной, однако также существует ряд технологий, способов и технологических приемов, позволяющих при правильном планировании избежать возможных проблем, связанных с проведением данного мероприятия.
Библиографический список
- Шагалеев Р.К. Совершенствование технологии гидроразрыва пластов с целью обеспечения стабилизации продуктивности объектов воздействия во времени // Нефтепромысловое дело. 2014. №12. С. 29-34.
- Каневская Р.Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2002. №5. С. 96-100.
- Пасынков А.Г. Развитие технологий гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2007. №3. С. 41-43.
- Акимов О.В. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2008. №11. С. 31-33.
- Магадова Л.А. Высокоструктурированные гелеобразующие жидкости для гидравлического разрыва пласта на основе комплекса гелирующего «Химеко-В» // Нефтепромысловое дело. 2006. №10. С. 14-18.
- Казакова Л.В. Эффективная очистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения // Бурение и нефть. 2014. №3. С. 40-42.
- Высокоэффективная жидкость для ГРП Diamond FRAQ TM , не содержащая полимеров // Oil&Gas Eurasia. 2008. №2. C. 8.
- Виноградова И.А. Результаты применения технологий гидроразрыва пласта по снижению риска неконтролируемых водопроявлений на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство, 2010. №1. С. 70-72.
Количество просмотров публикации: Please wait
Источник
Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на ПЗП.
Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважины при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованой водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистового цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
Выбор метода воздействия на ПЗП.
Основное назначение методов воздействия на при забойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и наза состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смол, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).
В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислая обработка.
Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах.
Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителя, паропрогрев.
Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются сразу несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.
Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно- активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.
Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.
Разработка месторождений с вязкими нефтями.
До настоящего времени наиболее признанными методами разработки месторождений вязкой нефти являются тепловые. Это паротепловое воздействие (ПТВ), воздействие горячей водой (ВГВ), внутрипластовое горение.
При паротепловых методах разработки месторождений вязкой нефти в залежь через специальные паронагнетательные скважины закачивается оторочка теплоносителя с температурой 320-340°С в объеме 60-80% объема пор пласта, а затем через эти же нагнетательные скважины в пласт закачивается холодная вода для проталкивания тепла к добывающим скважинам в количестве до экономически предельного уровня рентабельности. Это может быть 2-3 поровых объема пласта.
В результате многолетних целенаправленных исследований в объединении «Удмуртнефть» совместно с институтами разработаны научно обоснованные, принципиально новые технологии термоциклического и термополимерного воздействия на пласты:
— Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт – ИДТВ;
— Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П);
— Технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через системы нагнетательных и дбывающих скважин – ТЦВП.
Подземный ремонт скважин. Виды подземного ремонта. Агрегаты для подземного ремонта скважин, технические средства, инструмент. Спецтехника, применяемая при подземном ремонте скважин.
Основной задачей газонефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти. В комплексе мероприятий направленных на достижение этой цели существенную роль играют работы по проведению подземного ремонта.
Целью подземного ремонта скважин (ПРС) является проведение работ необходимых для:
— восстановления работоспособности внутрискважинного оборудования и собственно скважины;
— предупреждения отказов и повышения долговечности эксплуатации оборудования и скважины;
— повышения дебита скважины до первоначального или превышающего первоначальный уровень.
При этом под скважиной понимается не только скважина и обсадная колонна, но и зона перфорации и прилегающая зона пласта.
Для оценки качества работ нефтегазодобывающего предприятия используется показатель межремонтного периода работы скважин.
Межремонтный период работы скважин — это продолжительность фактической эксплуатации скважины от начала предыдущего ремонта до начала последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Межремонтный период определяется продолжительностью эксплуатации скважины, временем обнаружения отказа, временем ожидания ремонта и продолжительностью работ по проведению подземного ремонта. При этом отказом считается не только нарушение работоспособности оборудования, но и снижение добычи нефти на величину более заданной в технической документации или соответствующем регламенте. Последние отказы называются параметрическими и зависят не только от износа оборудования, но и изменения показателей работы скважины. Увеличение межремонтного периода работы скважин достигается как применением правильно выбранного оборудования, так и работами, входящими в подземный ремонт скважин. Внедрение систем АСУТП позволяет сократить время обнаружения отказа. Время ожидания ремонта зависит от наличия свободных бригад по ремонту, готовности заменяемого оборудования, времени необходимого на транспортировку оборудования к устью. Сокращение этого времени достигается внедрением систем АСУТП и диагностики работы оборудования. Время сокращения работ по проведению подземного ремонта достигается совершенствованием технологий и внедрением нового оборудования.
Выбор комплекса работ ПРС зависит не только от используемого оборудования, но и необходимости окупить затраты по его проведению. Поэтому на малодебитных скважинах с высокой степенью обводненности в ряде случаев выгоднее законсервировать скважину, чем проводить на ней подземный ремонт.
Ремонтные работы в скважине могут иметь различную классификацию. За основу может быть принята классификация, приведенная в РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», которая описывает назначение и основные виды ремонтных работ в скважинах, категории скважин, способы проведения работ и отражает современный уровень развития этих работ в нефтегазовой отрасли.
Все работы проводимые в скважине подразделяются на следующие виды ремонтов:
— работы по повышению нефтеотдачи пластов.
Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от отложений асфальтенов, смол, парафинов и гидратных отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.
Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.
Виды работ, относящиеся к текущему ремонту:
Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) (ТРС 1)
Ввод фонтанных скважин
Ввод газлифтных скважин
Ввод скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН)
Ввод скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН)
Ввод скважин, оборудованных электровинтовыми насосами (ЭВН) с поверхностным приводом
Ввод скважин, оборудованных погружными ЭВН
Ввод скважин, оборудованных другими видами насосов (струйные, гидропоршневые и т.д.)
Перевод скважин на другой способ эксплуатации (ТРС 2)
ШГН — Оборудование для раздельной эксплуатации (ОРЭ)
Прочие виды перевода (например: ЭЦН-ЭВН, Фонтанный ЭВН штанговый или погружной, ЭЦН — диафрагменный, ЭЦН — струйный и т.д.)
Оптимизация режима эксплуатации (ТРС 3)
Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН
Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН
Ремонт скважин, оборудованных ШСН, ШВН (ТРС 4)
Ревизия и смена насоса
Устранение обрыва штанг
Замена полированного штока
Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, смена устьевого оборудования
Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН, ЭДН (ТРС 5)
Ревизия и смена насоса
Устранение повреждения кабеля
Ревизия, смена, устранение негерметичности
НКТ Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, смена устьевого оборудования
Ремонт фонтанных скважин (ТРС 6)
Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Смена, ревизия устьевого оборудования
Ремонт газлифтиых скважин (ТРС 7)
Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
Очистка и пропарка НКТ
Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов
Ревизия, смена устьевого оборудования
Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
Очистка, промывка забоя (ТРС 8)
Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)
Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин (ТРС 9)
Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования (ТРС 10)
Прочие виды работ (ТРС 11)
Предложенная классификация выполнена по РД (Руководящему документу Госгортехнадзора) и дополнена материалами по винтовым насосам, объемы внедрения которых в последнее время увеличились, и другим видам оборудования: струйные, гидропоршневые, гидроштанговые и диафрагменные насосы.
К капитальному ремонту относятся виды работ:
Ремонтно- изоляционные работы (КРС 1)
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
Отключение отдельных пластов
Исправление негерметичности цементного кольца
Наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колоннами, кондуктором
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КРС 2)
Устранение негерметичности тампонированием
Устранение негерметичности установкой пластыря
Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной
колонны меньшего диаметра
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КРС 3)
Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
Ликвидация аварии с эксплуатационной колонной
Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин
Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
Переход на другие горизонты и разобщение пластов (КРС 4)
Переход на другие горизонты
Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОАЭ, пакеров-отсекателей (КРС 5)
Комплекс подземных работ, связанных с бурением (КРС 6)
Зарезка новых стволов скважин
Бурение цементного стакана
Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
Обработка призабойной зоны (КРС 7)
Проведение кислотной обработки
Виброобработка призабойной зоны
Термообработка призабойной зоны
Промывка призабойной зоны растворителями
Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
Обработка термогазохимическим и методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
Прочие виды обработки призабойной зоны
Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов
Исследование скважин (КРС 8)
Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)
Перевод на использование по другому назначению (КРС 9)
Освоение скважин под нагнетательные
Перевод скважин под отбор технической воды
Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КРС 10)
Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием
Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаныхпробок
Консервация и расконсервация скважин (КРС 11)
Прочие виды работ (КРС 12)
Кроме указанных работ, хотелось бы отметить работы, связанные с перфорацией колонны. Они проводятся бригадами капитального ремонта в двух случаях. На новых скважинах, если время между сдачей скважины буровой бригадой и вводом эксплуатации превышает примерно месяц. В этом случае застаивание скважины наполненной нефтью, как правило ухудшает качество призабойной зоны и приходится проводить соответствующие работы бригадам капитального ремонта. Поэтому перфорацию и вызов притока нефти в скважину проводит бригада КРС. Во втором случае после изоляции зоны перфорации или резкого снижения ее проницаемости также поводится перфорация.
Представленное разделение видов ремонта на текущий и капитальный в практике работ требует различных видов оборудования и квалификации обслуживающего персонала. Для КРС используется оборудование с большей грузоподъемностью и номенклатурой. В тоже время это разделение достаточно условно. В связи с большой стоимостью работ связанных с ПРС при остановке скважины на ней стараются провести весь необходимый комплекс работ. Так бригады подземного ремонта проводят кислотную обработку призабойной зоны, а бригады КРС после ликвидации аварии производят замену скважинного оборудования. В тоже время использование одних только бригад КРС экономически не выгодно, т.к. наибольший объем работ занимает оснащение скважин оборудованием и его замена. Эти работы, требуя более дешевого оборудования и более низкой квалификации работников, оказывается дешевле выполнять отдельными бригадами.
К работам по повышение нефтеотдачи пластов относятся следующие виды работ:
Создание оторочек (ПНШ1):
Инициирование и регулирование внутри пластового горения (ПНШ2)
Кроме указанной классификации, ремонтные работы в скважинах можно также разделить по основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:
1) с помощью специально спускаемой колонны труб;
2) путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;
3) на кабеле или на канате (проволоке).
Приведенное выше разделение связано с существенным различием в используемом оборудовании для достижения одинаковых задач и, как следствие, к различным затратам времени и физического труда.
Дата добавления: 2016-08-07 ; просмотров: 3460 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
