Райбер
Райбер представляет собой инструмент, используемый при проведении капитального ремонта скважин. Инструмент подразделяется на несколько видов, в зависимости от типа и условий проведения работ, и функционально направлен на проведение операций по фрезеровке внутренних поверхностей труб, а также мероприятий по зарезке и бурению второго ствола скважин.
Конструктивно райбер представляет собой устройство с центральным проходным отверстием для подачи промывочного раствора, который обеспечивает охлаждение инструмента и вынос частиц, получаемых в результате его применения. Часть корпуса райбера имеет цилиндрическую форму, вторая представляет собой участок конической формы. На внешних поверхностях райбера расположены зубцы, обеспечивающие возможность фрезеровки.
Если внутри эксплуатационной колонны недостаточно места для фрезеровки, применяется конусный райбер – этот инструмент позволяет фрезеровать внутреннюю поверхность труб НКТ с целью восстановления проходимости. Колонный райбер используется при работе по восстановлению проходимости обсадных труб, подвергшихся деформации.
С помощью фрезер-райбера осуществляется бурение отверстий в обсадной колонне конусной частью устройства и их последующая калибровка цилиндрическим участком для отведения ствола скважины. Наиболее часто при этом применяются несколько райберов разного диаметра: начиная работы самым малым диаметром, отверстие постепенно расширяют, применяя устройства все более крупного диаметра.
В данном случае важным аспектом является выбор места установки отклонителя: если место выбрано неверно, место для вскрытия окна может совпасть с расположением муфтового соединения, что негативно скажется на скорости проведения работ, а также может повлечь ряд других негативных последствий. Не менее важным фактором является правильный выбор нагрузки, передаваемой на устройство: при ее высоком показателе существует риск преждевременного выхода райбера за колонну и, как следствие, уменьшению показателя длины окна, что может повлечь за собой поломку бурильных труб.
Кроме того, райберы могут применяться при проведении ловильных работ: спускаемый в скважину инструмент позволяет подготовить деформированный конец трубы для последующего использования ловильного инструмента: захвата трубы и ее поднятия на поверхность.
Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:
Фрезеры и райберы
При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента.
Применение фрезеров и райберов:
Забойный истирающий фрезер ФЗ предназначен для фрезерования металлических предметов и цемента в закрепленных и незакрепленных обсадной колонной эксплуатационных и бурящихся скважинах диаметром от 90 до 480мм.
Магнитный фрезер с механическим захватом ФМЗ (исполнение 2) состоит из переводника, корпуса, магнитной системы, захватного узла.
Эффективен для очистки забоя скважины при засорении крупными металлическими предметами.
Механизм захвата состоит из 6 лопастей.
Фрезер забойный комбинированный ФЗК предназначен для кольцевого фрезерования по наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных предметов в колонне.
Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров.
Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоединительную резьбу для хвостовика.
Фрезер истирающе-режущий пилотный ФП предназначен для фрезерования в обсаженной колонне НКТ и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов ЭЦН и т. д. также его применяют для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.
Фрезер колонный конусный ФКК предназначен для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных колонн скважин под шаблон соответствующего размера, а также очистке стенок ствола скважины от цементной корки.
Фрезер-райбер типа РПМ прорезает «окно» в колоннах за 1 спуско-подъем.
Отличается от предыдущей конструкции наличием цилиндрической режущей части.
Фрезеры-райберы выпускаются для вырезания колонн ØØ 146, 168, 219 и 245 мм.
«Газпром нефть» – лидер по компетенциям в проведении повторных многостадийных гидроразрывов пластов
К.В. Кулаков, С.В. Тишкевич, А.Д. Осташук, С.Ю. Баркалов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), многостадийный ГРП (МГРП), рефрак, компоновка хвостовика, муфта, повторный МГРП
«Gazprom Neft» – the leader of the competence of a multi-stage refracturing
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 42-47
K.V. Kulakov, S.V. Tishkevich, A.D. Ostashuk, S.Y. Barkalov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
Keywords: hydraulic fracturing, multi-stage hydraulic fracturing, assemblies/liners, sleeves, re-fracturing, repeated fracture
Multi-stage hydraulic fracturing (MSF) in horizontal wells is an effective method of increasing well productivity. The increase in the area of contact of the well with the reservoir allows to maximize the previously not involved in the development of the reservoir intervals, to increase its oil recovery. The development of this technology is facilitated by the depletion of the resource base of high and medium-sized oil reserves and the need to involve hard-to-recover reserves, the boundary zones of the fields. The technology MSF is selective stimulation in horizontal open hole reservoir, sequential creation of fractures fixed by the wedging agent (proppant), or treatment with acid compositions The selectivity of stimulation and division of the horizontal section into zones is carried out through the use of special configuration a liners. During operation, the productivity of such wells begins to decrease over time. And today the issue of re-fracturing of horizontal wells with MSF is one of the most urgent problems for our Company. The accumulated experience with directional wells shows that the most effective method of recovery of productivity of wells with hydraulic fracturing after 3-5 years of operation is to conduct operations of repeated hydraulic fracturing.
Введение
Рис. 1. Динамика ввода горизонтальных скважин с МГРП в «Газпром нефти»
Со временем под действием различных геологических и технологических факторов (вынос механических примесей, пересыпание горной породой интервалов перфорации, кольматация проппантной набивкой, образование асфальтосмолопарафиновых отложений, соли и др.) происходит постепенное снижение продуктивности таких скважин. На сегодняшний день проблема выработки запасов и увеличения коэффициента извлечения нефти за счет повторной стимуляции ГС с МГРП – одна из актуальных задач для специалистов компании «Газпром нефть».
Проведение повторных ГРП (рефраков) рекомендуется в следующих ситуациях:
Схематичное изображение провторного МГРП показано на рис. 2.
Рис. 2. Схематичное изображение повторного МГРП
При подборе скважины-кандидата для проведения повторного МГРП должны соблюдаться следующие условия:
Технологическая проблема заключается в том, что типовая конструкция скважин, получивших широкое распространение (шаровые компоновки хвостовиков с муфтами МГРП однократного действия), не предусматривает проведения повторных стимуляций, что создает трудности при подборе их технологий:
Существуют два пути дальнейшего развития: подбор технологий повторных ГРП с применением имеющихся компоновок и подбор альтернативных методов заканчивания скважин. В настоящее время рынок нефтесервисных услуг в области ГРП предлагает достаточно большое число технологий и подходов к проведению повторных МГРП. Все они заслуживают должного внимания, но возникает вопрос все ли они работоспособны и универсальны.
Для ответа на этот вопрос и подбора оптимальной технологии проведения рефраков в условиях месторождений «Газпром нефти» работы начали проводиться еще в 2014 г.1 Работы в данном направлении ведутся и в настоящее время с учетом нового опыта, технологий и решений для проведения повторных стимуляций ГС с МГРП. Осуществляются опытно-промышленные испытания с целью выявления оптимальной технологии проведения рефраков. В результате подобраны решения для скважин как действующего фонда, так и вновь вводимых.
Технологии проведения повторных мгрп на спущеных (шаровых) компоновках
Одним из важнейших этапов для реализации повторных ГРП является подготовка скважины (рис. 3), включающая:
Рис. 3. Оборудование для проработки ствола скважины (СБТ – стальная бурильная труба; ФКК – фрезер колонный конусный)
Работа состава динамического отклонителя происходит следующим образом: крупные частицы блокируются при входе в трещину, мелкие уменьшают проницаемость пачки для временной изоляции трещины, волокна консолидируют пачку, время разложения блок-пачки зависит от ее объема и пластовой температуры.
Типовой порядок выполнения работ:
Рис. 4. Проведение повторного ГРП с применением химического отклонителя (условные обозначения те же, что и на рис. 2)
Описанная технология была реализована:
Данная технология подтвердила свою работоспособность, однако были выявлены следующие недостатки:
Технология с применением малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом. При проведении повторных стимуляций при помощи малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом (рис. 5) устанавливается следующий типовой порядок проведения работ:
Рис. 5. Проведение повторного ГРП с использованием малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом (ЭК – эксплуатацонная колонна)
Несмотря на кажущуюся простоту и использование «стандартного» оборудования, данная технология имеет ряд существенных ограничений:
При этом отсутствует гарантированная изоляция стадий (возможны утечки в ранее простимулированные интервалы, риск получения «СТОПа»).
Технология проведения ГРП с применением двухпакерной компоновки. Инструмент представляет собой компоновку многоразового действия, верхний пакер чашечного типа оснащен форсунками для ГПП (опция) и осуществления неограниченного числа стадий (рис. 6).
Предусмотрен следующий типовой порядок проведения работ:
Рис. 6. Схема двухпакерной компоновки компании Halliburton
Благодаря наличию двухпакерной системы, позволяющей изолировать нужный интервал, данный инструмент можно использовать для проведения рефраков на имеющихся шаровых компоновках. Такие работы были успешно реализованы в трех скважинах месторождений «Славнефть – Мегионнефтегаз»:
В «Славнефть – Мегионнефтегазе» аналогичная компоновка была успешно использована при проведении первичного ГРП в равнопроходных хвостовиках, оборудованных муфтами ГРП разрывного типа (срабатывание муфты и открытие перфорационных отверстий происходят при создании определенного давления), в трех скважинах (выполнено 8 стадий, закачано 5-7 т проппанта на каждой стадии). Кроме того, имеется опыт повторной стимуляции двухпакерной компоновкой в двух скважинах ООО «Газпромнефть-Ямал», конструкция хвостовика в которых представлена секциями заколонных пакеров и фильтров.
Спуско-подъем инструмента осуществлялся силами бригады КРС: скважина предварително подготавливалась (райбирование с проработкой интервалов позиционирования чаш и посадок самой компоновки, шаблонирование горизонтальной части ствола скважины, промывка гидромониторной насадкой противопесочных фильторв и удаление кольматационного экрана в призабойной зоне пласта). Далее перед началом работ компоновка располагается выше всех фильтров в части «глухой трубы» (для исключения возможности перетока по заколонным пакерам) и проводится опрессовка чашек – «кап». В случае успешной опрессовки спускается компоновка в требуемый интервал, затем проводится лоцирование «кап» в промежутках между фильтровыми секциями и выполняется ГРП. Уникальность данных опытнопромышленных работ заключалась в сборке компоновки таким образом, что расстояние между «капами» было равно длине фильтровой части и в данном случае являлось интервалом перфорации для ГРП – 140 и 170 м. СПО с двухпакерной компоновкой возможны как на НКТ, так и на ГНКТ Применение данной технологии сопряжено с высоким риском прихвата и повреждения компоновки, износом эластомера при проведении СПО. В случае преждевременной остановки возможны высокие риски, связанные с распакеровкой двухпакерной системы и вымыванием проппанта.
Технология проведения повторных стимуляций в шаровых компоновках с муфтами МГРП многоразового действия. При полномасштабном тиражировании технологии проведения МГРП с шаровыми компоновками часть производителей оперативно отреагировала и сработала на опережение. Около 30 % поставленных в компанию после 2015 г. компоновок имели возможность повторного закрытия/открытия.
Изначально планировались закрытие всех муфт, проверка герметичности, далее поочередное открытие, проведение повторного ГРП и закрытие 1, 3, 5 и 7 муфт.
Первая попытка закрытия муфт осуществлялась специальной однопакерной компоновкой на ГНКТ. Несмотря на качественную подготовку скважины, в ходе проведения работ неоднократно были получены затяжки и прихваты, кроме того, в компоновке наблюдалась негерметичность пакера многоразового действия. Из шести фрак-портов удалось закрыть только 7 и 6.
Далее была предпринята попытка смены компоновки на специальный ключ с гидромолотом, позволяющий передавать на порт большие нагрузки и создавать ударное воздействие. Однако и эти попытки не увенчались успехом.
По заявлению производителя, вероятной причиной неудач при работе ключей с фракпортами является их высокая чувствительность к наличию в стволе скважины проппанта и посторонних предметов (различные фрагменты от фрезерования компоновки и эксплуатации скважины). К возможным причинам можно также отнести недоработку самих многоразовых муфт (заклинивание цилиндра муфты).
Было принято решение продолжить повторные стимуляции скважины с использованием мостовых пробок для отсечения открытых нижних интервалов. В настоящее время работы в скважине продолжаются и это только первый опыт проведения подобных работ, т.е. делать выводы о работоспособности шаровых многоразовых фрак-портов еще рано.
Технологии мгрп при альтернативных методах заканчивания
Накопленный опыт работ по рефракам в скважинах действующиего фонда позволил сделать вывод, что необходимо изменить сам подход к строительству скважин, а именно: следует переходить на равнопроходные цементированные хвостовики с муфтами ГРП многократного действия.
Практически одновременно с первыми попытками проведения рефраков на шаровых компоновках в 2014 г. в «Газпром нефти» началось строительство ГС нового поколения, которые могут снять основные существующие ограничения при проведении рефраков. Одним из примеров нового подхода является строительство ГС, оборудованных равнопроходными цементированными хвостовиками с муфтами МГРП многоразового действия. Управление муфтами осуществляется специальным ключом на ГНКТ. Типовой порядок проведения работ следующий:
Основные преимущества данного подхода:
Недостатками данной технологии являются возможный прихват при выполнении операций на ГНКТ и высокие затраты на работу ГНКТ. Технология была реализована в ООО «Газпромнефть-Ямал» в четырех скважинах: в первых двух проведено по 27 и 30 стадий МГРП и во вторых двух – по 8 стадий МГРП. В восьми скважинах ожидается проведение ГРП (стадий 8, 12 и 21). В ближайшее время запланировано проведение повторных ГРП по данной технологии. Несмотря на то, что в компании отсутствуют результаты успешного рерфака на многоразовых портах, в настоящее время – это один из самых перспективных подходов к строительству скважин и проведению ГРП, что подтверждается как технологической, так и экономической эффективностью.
Выводы
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
K.V. Kulakov, S.V. Tishkevich, A.D. Ostashuk, S.Y. Barkalov. «Gazprom Neft» – the leader of the competence of a multi-stage refracturing (In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 42-47.
К.В. Кулаков, С.В. Тишкевич, А.Д. Осташук, С.Ю. Баркалов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Что такое райбирование скважины
Капитальный ремонт скважин: что это такое
Как и любое оборудование, рано или поздно, в ходе своей эксплуатации скважины требуют ремонта. При этом, он может быть запланированным, т.е. текущим и капитальным — предназначенным для устранения серьезных неполадок.
При этом обычно осуществляется подземный ремонт скважин — и капитальный ремонт скважин не является исключением.
На фото перечень ремонтных работ.
Планируемые ремонтные операции
Сначала разберемся с тем, что такое текущие ремонтные работы.
Особенности процесса
Оборудование для ремонта.
Текущий ремонт — это нижеследующие мероприятия.
Полный список ремонтных работ, которые относятся к плановым мероприятиям, представлен в «Правилах проведения ремонтных работ в скважинах», за 01/11/97 г.
Инструкция разделяет текущие ремонтные операции на такие разновидности: профилактические и восстановительные.
Желонка для прочистки скважин.
Планируемые ремонтные операции могут включать в себя такие типы работ.
Еще одна разновидность мероприятий
Увеличение добычи нефти при помощи скважино-операции.
Кроме понятия «капитальный-текущий ремонт скважин», есть и термин «скважино-операция». Такие мероприятия призваны повысить отдачу разрабатываемых пластов воды, нефти и газа. Они специалистами также относятся к ремонтным работам.
Обратите внимание! Скважино-операция — это комплекс действий по введению в пласт реагентов, которые инициируют химические, физические и биохимические реакции, которые направлены на увеличение коэффициента вытеснения добываемого ресурса.
Капитальные виды ремонтных работ на скважинах
Очистка водоносной скважины при помощи желонки.
Теперь о том, что включают в себя назначение и виды капитального ремонта скважин.
Разновидности операций
Подобные операции – это мероприятия, которые связаны:
Конкретно, такие работы могут включать в себя следующие операции.
Схема изоляционных работ.
Восстановительные работы
Приспособления для ловильных работ.
Чаще всего, такие мероприятия состоят из ловильных работ. Нужда в них возникает, когда отворачивается либо обрывается подземное оснащение, кабели, штанги, НКТ и т.д. Обрываясь и ударяясь о забой, элементы оборудования сминаются и расклинивают обсадные трубы, колонны.
Это нередко приводит к неисправности скважины.
Работа ловильного устройства.
Сложны также операции по изолированию обсадных труб и колонн, в которых возникают дефекты из-за смятия либо коррозии. Значительная цена и у отворота либо извлечения труб, которые прихвачены цементом. Их необходимо обуривать специализированными долотами коронкового типа либо трубными фрезами.
При сильном обводнении скважинного ствола появляется нужда в изоляции пропластка или участка, сквозь который вода прорвалась. Подобное вторжение происходит по зазору за трубами, в итоге частичного разрушения цементного камня.
Подготовка к ремонту
Часть проекта ремонта скважины.
Обратите внимание! Капитальный и текущий ремонт скважин должны регламентироваться проектными документами и инструктивными картами.
Они указывают последовательность мероприятий, применяемое оснащение и технические средства.
Новейшие технологии ремонта
Схема ремонта при помощи гибких труб.
Классический способ восстановления работоспособности объектов — это применение компрессорно-насосных труб. Однако сейчас разработано и находит применение новое оборудование для капитального ремонта скважин.
С его помощью осуществляются нижеследующие методы работ.
Канатная техника
Кабель-трос
Техника и оборудование для кабель-тросных ремонтных работ.
Обратите внимание! Канатные, а также кабельно-канатные мероприятия должны осуществляться в полностью заглушенной скважине.
Работы производятся при помощи лебедки, которая установлена на специальном грузовом автомобиле — аналоге мобильной геофизической картонажной станции.
Применение гибких трубок
Шланго-канаты и кабели
Обратите внимание! Применение шланго-кабелей дает возможность избежать этапа развинчивания и свинчивания труб. Благодаря этому, время, затрачиваемое на спусковые и подъемные мероприятия, сокращается в несколько раз.
Это уберегает работников от тяжелых трудовых затрат и делает ремонтные работы более безопасными.
Вывод
Капитальный ремонт скважин является ответственным и серьезным комплексом работ. Оптимальное решение – поручить их специалистам, которые осуществят операции корректно и со знанием дела. Ознакомьтесь с видео в этой статье. Оно даст вам возможность получить дополнительные знания по теме.
Шаблонирование ствола скважины
Шаблонирование эксплуатационной колонны при подземном ремонте скважин проводится для обследования технического состояния эксплуатационной колонны на смятие. В процессе проведения традиционного
капитального ремонта скважин шаблонирование эксплуатационной колонны обязательно. При текущем ремонте скважин шаблонирование производится перед геофизическим исследованием скважины и спуском пакера. Также шаблонирование может производиться при ремонте скважин, оборудованных установками ШГН и ЭЦН.
При ремонте скважин, оборудованных УШГН, перед спуском ГНО шаблонирование производится в случае необходимости, по согласованию с заместителем главного инженера НГДУ по технологии (заместителем начальника управления).
При ремонте скважин, оборудованных УЭЦН, шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском ГНО обязательно производится:
• в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;
• при переводе скважины на эксплуатацию с помощью ЭЦН (с другого способа эксплуатации);
• при вводе скважины в эксплуатацию с помощью ЭЦН из других категорий фонда скважин;
• при смене ЭЦН на типоразмер большего диаметра;
• при увеличении глубины спуска ЭЦН;
• в случаях обнаружения механического повреждения кабеля и затяжках при подъеме предыдущего отказавшего оборудования.
Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее чем на 50 метров.
Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров.
Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки (табл. 4).
| Шифр УЭЦН | Максимальный диаметр УЭЦН, мм | Минимальный внутренний диаметр эксплуат. колонны, мм | Диаметр шаблона, мм |
| УЭЦН-5 | 121,7 | 120* | |
| УЭЦН-5А | |||
| УЭЦН-6 | 144,3 | ||
| УЭЦН-6А | 140,5 | 148,3 | |
| Импортные установки | |||
| «Центрилифт» | 123,5 | ||
| «ОДИ» | 121,6 |
В случае непрохождения шаблона диаметром 120 мм скважина шабло-нируется шаблоном диаметром 117 мм. При этом установка ЭЦН комплектуется погружным электродвигателем габаритом 103 мм после согласования с главным технологом (начальником ПТО) НГДУ.
В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.
Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 9391; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Похожие статьи:
Свабирование нефтяных скважин
Современные методики освоения буровых включают в себя свабирование нефтяных скважин. Процесс проводится, как самостоятельное освоение методом уменьшения уровня жидкости в буровой. Основной элемент системы – сваб (поршень), имеющий одну или несколько манжет, которые функционируют, как обратный клапан. Уровень жидкости в нефтяной скважине понижается за счет этой комплектующей.
Что такое свабирование нефтяных скважин?
Процесс представляет собой специфический дренаж, направленный на освоение нефтеносной области. Технология используется при разработке водяных или нефтяных скважин. Метод может применяться и для нагнетательных буровых. Сваб оборудован обратным клапаном, грузовыми штангами и манжетами для уплотнения.
Технология заключается в том, что сваб помещают в пространство насосно-компрессорных труб. Он погружается в жидкость за счет конструктивных особенностей. При вынимании сваба обратный клапан закрывается, а столб жидкости, который находится над поршнем, поднимается вместе с ним. Это приводит к образованию низкого давления в нефтяных скважинах, что вызывает приток углеводородного сырья, увеличивая дебит действующей буровой.
Процесс свабирования нефтяных скважин проводится для решения следующих задач:
Для процесса характерна цикличность. В перерывах ответственные специалисты проводят контроль динамического уровня, чтобы определить состав притока сырья. Наличие цикличности напрямую зависит от преследуемой цели, а соответственно и промышленной задачи. При этом стоит понимать, что уровень жидкости в скважине уменьшается поэтапно, что позволяет плавно вводить ее в эксплуатацию.
Свабирование может проводиться на максимальную глубину погружения или же под определенный уровень. В первом случае стоит отталкиваться лишь от прочности используемого троса или каната. Второй вариант зависит от других факторов – диаметра колонны НКТ, плотности среды, в которую помещается сваб и прочности каната. За один цикл каждый отдельно работающий поршень может поднять наружу столб высотой порядка 300 м.
Технологии свабирования нефтяных скважин
Свабирование – многогранная технологи, которая позволяет осваивать нефтяные скважины различными способами. Стоит рассмотреть каждый из них. Итак, свабирование нефтяных скважин может проводиться следующим образом:
Каждая технология характеризуется своими преимуществами. Считается, что свабирование нефтяных скважин двумя поршнями, каждый из которых перемещается в отдельной колонне НКТ, обладает большим числом преимуществ.
Оборудование для свабирования скважин
Каждая технология отличается своими особенностями, но оснащение всегда используется подобное. Так, комплекс оборудования для свабирования скважин состоит из следующих элементов:
Все оборудование делится на две большие группы – предоставляемое заказчиком и то, которое использует исполнитель. По договоренности сторон перечень может отличаться. К оснащению выдвигаются определенные требования. Так, размещенные в нефтяной скважине колонны НКТ должны специально подготавливаться перед спуском или еще не находиться в эксплуатации до этого момента.
Кроме того, трубы должны исполняться в одном диаметре. При этом они должны плотно крепиться, чтобы исключить вероятность обрыва сваба. Если НКТ снижается на 600 и более метров ниже запланированной отметки, то на нем должно находиться безопасное кольцо (стоп-муфта), которая исключит вероятность дальнейшего падения поршня в скважину. Если необходимо разработать отдельно стоящую нефтяную скважину, то используется специальная фонтанная арматура. Такое оборудование оснащено линией, которая соединяет межтрубное пространство с резервуаром для отбора жидкости.
Оборудование для свабирования должно отличаться высокой мобильностью и быстрой сборкой. Кроме того, оно должно гарантировать быструю кратковременную откачку на протяжении нескольких часов, максимум суток. Это обусловлено тем, что градационное снижение уровня жидкости и давления на забой позволяет проводить быструю депрессию в определенных пластах нефтеносной области.
Реконструкция нефтяных скважин: что собой представляет технология
Жизненный цикл любых скважин не безграничен. Это связано с износом системы. Через время потребуется реконструкция нефтяных скважин. Период, который называется жизненным циклом конструкций, включает в себя:
Использование скважин предусматривает существенные изменения применяемого наземного и подземного оснащения. Это связано потребностями, которые касаются непосредственно добычи сырья в определенном пласте горных пород. При эксплуатации ожидается моральный и физический износ оборудования и всей технической подсистемы. А это приводит к снижению производственного уровня. Потому со временем придется проводить восстановление скважины.
Реконструкция скважин – что это такое?
Восстановление – это целый комплекс процедур работы над скважиной. Он включает в себя:
Рассматриваемому понятию можно дать несколько определений. Наиболее точным с точки зрения нормативных актов будет следующее: реконструкция – это процесс, представляющий изменение характеристик объекта капитального строительства. При этом может затрагиваться, как часть сооружений и зданий, так и проводиться комплексная работа, затрагивающая всю площадь места бурения. Изменяются показатели производительности, объемов и качества инженерного оснащения.
Важно! Стоит понимать, что изменение любого из параметров скважины – это уже ее реконструкция.
Бурение бокового ГС (горизонтальный ствол) состоит из нескольких этапов. Первое – монтаж ликвидационного моста. Он необходим для вывода технологического участка из эксплуатации. Второе – бурение той части, которая расположена горизонтально. После этого проводится установка оборудования для БГС, которое обеспечит максимальную герметичность. В итоге скважина будет иметь не ту конструкцию, которая предусматривалась рабочим проектом.
Зачем это нужно?
Стоит понимать, что все процессы выполняются исключительно специализированными предприятиями, которые имеют на это лицензию и разрешения. Процедура проводится в строгом порядке, установленном законом. Итоговое решение принимается заказчиком только после согласования с местным представительством Госортехнадзора.
Если в скважине наблюдается пониженное пластовое давление, то необходимый спектр работ включает в себя:
Кроме того работы предусматривают вызов притока. Для этого используется колтю-бинговое оснащение и бур. Промывка проводится при помощи современных составов и композитных жидкостей. К процессу допускаются исключительно квалифицированные сотрудники. Для этого на предприятии проводятся тренинги, плановая подготовка и проверка приобретенных знаний и навыков при помощи аттестации персонала.
Важно отметить, что после реконструкции вырастает значение добытой нефти из месторождений. При этом работы можно проводить на территориях:
Месторождения, требующие дополнительных затрат, предполагают установку новых промысловых и транспортных устройств, а также реконструкцию уже работающих сооружений.
Реконструкция скважин методом ЗБС
ЗБС технология – это проведение специализированных работ, касательно зарезки боковых стволов. Как правило, способ требует применения мобильных установок. Подобное оснащение для бурения оборудуется для каждого заказчика индивидуально с учетом особенностей конкретного объекта. Такие установки характеризуются грузоподъемностью в диапазоне 100 – 160 тонн.
На территории РФ, как и в других странах, многие нефтяные скважины находятся в заброшенном состоянии. В России их количество насчитывает порядка 40 тыс. Значительное число бездействующих технологических подсистем может быть использовано. Для этого потребуется забурка бурового ствола. Технология позволит исключить вероятность дополнительных трат на сооружение инженерных коммуникаций. Реконструкция скважин методом ЗБС предоставит возможность разработать ранее не задействованные пласты месторождения.
Сейчас повсеместно применяются два способа ЗБС: срез определенного участка в колонне или забурка с отклоняющего клина. Первая технология предусматривает извлечение нецементированной колонны при необходимости. В это же время реконструкция скважин методом ЗБС по такому принципу связана с большой длительностью процесса:
Если же брать в учет геодезические особенности и виды конструкций в РФ, рассматриваемый способ ЗБС не столько приемлем, как бурение с отклоняющимся клином. Эта технология разделяется на 3 подвиды. Они отличаются между собой методом заякоривания:
Итоги
Забурка бурового ствола – это один из самых эффективных способов реконструировать технологическую подсистему, добившись повышения производственных мощностей. При этом увеличивается коэффициент извлечения нефти из месторождения, возвращаются в эксплуатацию скважины, которые нельзя было реконструировать иными способами.
Стоит понимать, что себестоимость нефти, добытой из реконструированной технологической подсистемы, ниже средней цены за единицу объема нефти из обычных буровых. Затраты на строительные работы могут окупить ЗБС уже через 12 месяцем. Иногда этот период затягивается до 2 лет.