Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

Метод основан на создании в призабойной зоне проницаемой и устойчивой к размыву массы из цемента, песка и воды.

Для приготовления цементно-песочного раствора применяют чистый песок с зернами размером 0,2-0,4 мм и тампонажный цемент. Весовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1:3.

Перед обработкой определяют: 1) объем цементно-песчаной смеси, необходимый для крепления призабойной зоны скважин; 2) количество сухого цемента; 3) количество песка; 4) количество воды для приготовления раствора.

Для облегчения подсчетов составлена номограмма, с помощью которой определяют количество цемента, песка и воды, необходимое для приготовления цементно-песчаной смеси. Номограмма составлена для случая, когда условная пористость укрепляемой зоны т = 1, т.е. порода в этой зоне отсутствует. Объем цементно-песчаной смеси должен соответствовать объему укрепляемой зоны, диаметром которой задаются.

Для приготовления раствора цементно-песчаной смеси применяют один из следующих двух способов:

1) цементно-песчаную смесь затворяют в отдельной емкости путем постепенной засыпки песка в заранее приготовленный цементный раствор, интенсивно перемешивая;

2) цементно-песчаную смесь готовят в сухом виде, затем затворяют водой в гидравлической мешалке.

Первый способ предпочтительнее, так как при этом получается более равномерная смесь (цемент-песок-вода).

Последовательность работ при креплении скважин цементно-песчаным раствором такая же, как и при креплении цементным раствором. Различие заключается только в приготовлении цементно-песчаного раствора.

Крепление химическими реагентами

Сущность этого метода крепления заключается в том, что в прифильтровую зону скважины (за колонну) вводят водорастворимую фенолформальдегидную смолу, которая проникает в поры и пустоты породы и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу, при наличии в поровом пространстве как воды, так и нефти.

Раствор смолы представляет собой легко подвижную жидкость вишнево-коричневого цвета, плотностью 1130-1150 кг/м³. Твердение смолы в пласте происходит при температуре 60?С и выше, а в присутствии кислот - при более низких температурах.

Выбор скважин для обработки химическим методом

Обрабатывать следует в первую очередь: пробкообразующие, не очень дренированные скважины с дебитом нефти не менее 2 т/сут; все пробкообразующие скважины, переводимые с компрессорного на глубиннонасосный способ эксплуатации; скважины, вышедшие из бурения, а также после возврата на вышележащий горизонт, освоение которых затруднено вследствие частого пробкообразования.

Нельзя обрабатывать скважины: с дефектом эксплуатационной колонны и при наличии на забое посторонних предметов, с притоком посторонних вод (обработка может быть проведена только после изоляции вод); со столбом жидкости менее 150 м; в призабойной зоне которых имеют место обвалы с разрушением кровли пласта.

Подготовка скважины к обработке

Перед обработкой в скважине проводят следующие подготовительные работы.

Производят очистку скважины от песчаной пробки. Обследуют состояние эксплуатационной колонны. Замеряют забой и уровень с помощью аппарата Яковлева. Замеряют температуру забоя. Определяют поглотительную способность скважины.

Скважины с температурой на забое 60?С и выше обрабатывают в следующей последовательности:

1. Спускают заливочные трубы до верхних отверстий фильтра. В нижней части заливочных труб устанавливают пакер для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и спущенными трубами.

2. После соединения агрегата с цементировочной арматурой нефтью вытесняют воду из колонны заливочных труб.

3. Вслед за нефтью в колонну заливочных труб закачивают необходимый объем смолы.

4. Нефтью (или нефтью и водой) вытесняют смолу из колонны заливочных труб и задавливают в пласт, закачивая расчетный объем жидкости.

5. Освобождают пакер и поднимают из скважины 100 м заливочных труб. Если продавка смолы производилась нефтью, то после подъема 100 м труб необходимо последние промыть водой, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы.

6. Скважину оставляют в покое на время, необходимое для затвердения смолы, затем замеряют забой и уровень жидкости в скважине.

7. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана, его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.

Скважины с температурой забоя ниже 60?С обрабатывают в следующем порядке:

1. Через колонну заливочных труб в скважину закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты для кислотной обработки зоны, крепления и удаления из нее углекислых солей. Закачку ведут отдельными порциями в 6-12 приемов через каждые 30-60 мин.

2. Кислоту из колонны заливочных труб продавливают легкой нефтью.

3. Через 10-16 ч после закачки кислоты в скважину закачивают смолу. Перед закачкой в смолу добавляют от 3% до 5% (по объему) 15% -ной соляной кислоты для расслоения смолы на два слоя - воду и собственно смоляной слой. Кислоту дозируют в таком количестве, чтобы расслоение смолы полностью произошло в пласте к концу ее закачки. Смоляной слой представляет собой легко подвижную жидкость и сохраняет эту подвижность не менее 10-12 ч. Добавлять кислоту к смоле следует в емкости агрегата малыми порциями при непрерывном перемешивании.

4. Смолу продавливают в пласт, закачивая легкую нефть в объеме колонны заливочных труб.

5. В скважину закачивают 20%-ную соляную кислоту в объеме, равном двум объемам закачанной смолы. Кислоту продавливают отдельными порциями в 3-4 приема через каждые 30 мин.

6. Кислоту продавливают из колонны заливочных труб в пласт нефтью или водой. Для закачки кислоты в скважину применяют кислотный агрегат; для закачки нефти, воды и смолы - заливочный.

7. Освобождают пакер и поднимают 100 м заливочных труб.

8. Скважину оставляют в покое на 2 суток для затвердения смолы, после чего замеряют забой и определяют уровень жидкости.

9. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.

1.3 Техника и технология добычи нефти и газа

1.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

В настоящее время на месторождении отбор жидкости из добывающих скважин в основном осуществляется фонтанным способом [11].

При фонтанной эксплуатации продукция от забоя до устья отбирается по ступенчатому лифту, составленному, из труб диаметром 73 мм и 88,9 мм марки стали С-75 и 5М-90, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта.

В качестве наземного оборудования добывающих скважин используются установки для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для предупреждения открытых фонтанов типа КОУК-89/73-35Д К2-136Э.

КОУК - комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя, предназначенный для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для герметичного перекрытия ствола фонтанных скважин в аварийных ситуациях как автоматически, так и дистанционным управлением.

Глубиннонасосный способ эксплуатации на месторождении Жетыбай применяется с самого начала разработки. Эксплуатация скважин на месторождении Жетыбай глубиннонасосным способом осложняется влиянием вредного газа. Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно зависит от свойств нефти и содержания воды в смеси.

Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции.

Для борьбы с влиянием вредного газа рекомендуются следующие методы:

- спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;

- применение сепараторов различных конструкций;

- монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

- принудительный сброс газа в затрубное пространство.

Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спуско-подъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам.

1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Среди скважин эксплуатируемых штанговыми глубинными насосными установками, несомненно, существуют скважины, имеющие низкие технико-экономические показатели, как из-за объективных причин, таких как осложненные условия эксплуатации, так и из-за субъективных, например, недостаточно рациональный режим эксплуатации [12].

При работе штанговых насосных установок часто встречаются условия, осложняющие работу установок. К ним относятся: большое газосодержание на приеме насоса; содержание песка в жидкости; отложение парафина в НКТ а также минеральных солей в узлах насоса; сильное искривление скважин.

Чаще всего осложнения происходят вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

При выделении в пласте ниже давления насыщения из (нижней) жидкой фазы выделяется свободный газ и к забою скважины поступает двухфазный поток. При этом соотношение жидкой и газовой фаз зависит от давления насыщения и поддерживаемого динамического уровня в процессе эксплуатации скважин. При однофазном поступлении нефти к забою скважин возможно также выделение свободного газа из жидкой фазы при условии поддерживания забойного давления ниже давления насыщения. Газ, поступающий вместе с нефтью на прием насоса, занимает часть полезного объема цилиндра насоса и значительно снижает производительность насоса. Возможны случаи, когда под влиянием газа работа клапанов полностью парализует и насос практический прекращает подачу жидкости.

Технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу глубиннонасосной установки включают:

- использование штанговых насосов с уменьшенным вредным пространством (НСН2 и НСВ1);

- увеличение длины хода плунжера;

- увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в добываемой скважине;

- отсасывание газа из затрубного пространства скважины.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме.

При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как, давление на приеме насоса, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства можно изменять.

Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами:

- периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство без остановки работы станка-качалки.

- закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин).

- прикреплением к колонне штанг пластичных скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходом полированного штока.

Наиболее эффектным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка, и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установкой.

Осложнения, вызванные отложением солей, устраняются также различными методами, как, например:

- периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

- применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворителей солевых отложении или специальные реагенты;

- периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

На месторождении Жетыбай используются серии отечественных ингибиторов коррозии типа "Д" и "ИКТ". Дигазфен Д-6 используют для защиты скважинного оборудования, сборных коллекторов, водоводов в системе ППД. Д-5, Д-4-3 и ИКТ используют для защиты оборудования ШСНУ, где происходят агрессивные газожидкостные потоки.

На основании анализа промысловых данных, на месторождении Жетыбай выявлены следующие технологические участки основных систем работающих в осложненных отложениями неорганических солей условиях:

- система добычи нефти (призабойная зона, НКТ, насосы, газлифтные клапана, хвостовики).

- отложения неорганических солей имеют сложный химический состав, идентифицированными компонентами отложений являются сульфат бария (BaSO4), сульфат кальция (CaSO4), карбонат кальция и магния (CaCo3 и MgCO4) с небольшими примесями соединений железа, хлористого натрия и песка.

Отложения неорганических солей приводят к снижению продуктивности скважин и уменьшению межремонтного периода работы оборудования.

Наиболее эффективным методом предотвращения отложения неорганических солей является метод их ингибирования химическими веществами, небольшие добавки которых (0,001-0,005% веса) к добываемой жидкости существенно замедляет скорость кристаллизации солей в оборудовании. В качестве ингибиторов отложения солей наибольшее применение нашли фосфорорганические соединения.

Процесс ингибирования осуществляется в основном двумя способами:

- постоянная дозировка в поток жидкости в расчетном количестве;

- периодическая задавка ингибитора в призабойную зону пласта.

Нефти месторождения Жетыбай отличаются значительным содержанием парафина до 24% и высокой температурой застывания до 30?С. При этом вязкость дегазированной нефти при температуре 50?С достигает 30,3 МПаЧс.

Многолетний опыт эксплуатации месторождения показал, что в процессе работы нефтяных скважин возникают серьезные осложнения при парафинизации подземного и надземного оборудования. Это приводит к необходимости проведения различных профилактических мероприятии по депарафинизации насосно-компрессорных труб с дополнительным привлечением специальной техники, материальных и трудовых ресурсов.

С целью снижения вышеописанных затрат, а так же для принятия более кардинального решения на месторождении Жетыбай применяют следующие мероприятия:

Применение эмалированных НКТ с внутренним грунтовым покрытием, практически инертным к парафину. Как показал опыт эксплуатации, а так же проведенные исследования, выпадение парафина отличается в среднем в интервалах глубин от устья до 1200 м.

Наиболее технологическим методом предупреждения парафиноотложения является применение химических реагентов. Подача ингибиторов парафиноотложений в среднем в 1,5 раза снижает интенсивность парафиноотложений.

Из существующих ингибиторов парафиноотложений на месторождении применяют реагент ХТ-48. Наряду с этим проводятся опытно-промышленные испытания отечественного ингибитора типа СНПХ-7200. Оборудованием для подачи ингибитора в скважины глубиннонасосного фонда рекомендуется устьевые дозировочные насосы.

Расход реагента в скважину определяется следующими нормами: 100 г на тонну добываемой нефти, но не менее 2,5 литров в сутки.

Песок при работе глубинного насоса, попадая в его цилиндр, становится причиной заедания плунжера и быстрого срабатывания клапанов и самого плунжера. Особенно разрушительно действует на трущиеся части мелкий песок, поступающий в насос вместе с нефтью; песчинки, попавшие в зазор между плунжером и цилиндром, приводит к быстрой порче насоса. Одной из наиболее частых причин малой производительности насоса является порча клапанов песком, находящемся в нефти во взвешенном состоянии. Струя нефти, несущая песок, при проходе через клапан вынуждена резко менять свое направление и проталкиваться через узкое кольцевое сечение, омывая шарик клапана. Шарик и седло при этом стираются песком, форма клапанов изменяется и нормальная их работа нарушается.

При большом количестве песка в жидкости последний скапливается во всех неровностях насоса, особенно в местах уширении проходных клапанов, где уменьшается скорость движения жидкости (выход из клапанов, в трубах над плунжером). Песок выпадает из взвешенного состояния особенно интенсивно в скважинах, дающих большое количество воды. Отлагающийся в насосе песок затрудняет действие клапанов, а иногда и совершенно забивает их, вызывая остановку скважины и необходимость ремонтных работ в ней.

Существующие методы борьбы с песком можно подразделить на следующие направления:

- создание препятствий для поступления песка из пласта в скважину путем применения забойных фильтров различных конструкций и укрепление песков призабойной зоны химическими реагентами;

- ограничение выноса песка из пласта в скважину посредством регулирования отбора жидкости из скважины;

- эксплуатация скважин с выносом всего поступившего песка в скважину на поверхность по эксплуатационной колонне и насосным трубам;

- периодическое удаление накапливаемого песка на забое скважины;

- уменьшение количества песка у приема насоса путем установки различных защитных приспособлений, фильтров, песочных якорей и сепараторов.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

1.3.3 Технология подземного ремонта скважин

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин с течением времени их дебит снижается или прекращается. В скважинах выходит из строя подземное оборудование вследствие износа или поломок, может произойти прорыв посторонних вод, возникает необходимость изменить технологический режим работы скважины и т.д.

Все работы, связанные с восстановлением технологического режима скважин или его изменением, с ликвидацией аварий, прорывов посторонних вод, заменой или ремонтом оборудования, спущенного в скважину, зарезкой вторых стволов, а также ликвидацией скважины, относятся к подземному ремонту скважин [1].

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный.

К капитальному ремонту относят более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, с зарезкой и бурением второго ствола и т.п.

К текущему подземному ремонту относят планово-предупредительный (профилактический) и внеплановый ремонты.

Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:

1) смена насоса и его деталей;

2) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;

3) промывка насоса;

4) смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах);

5) изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб;

6) чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;

7) очистка подъемных труб от парафина и других отложений;

8) проверка пусковых приспособлений;

9) спуск и подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН;

10) спуск или замена пакера;

11) обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, увеличение дебита скважины и т.д.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:

а) подготовительные работы;

б) спуско-подъемные операции;

в) заключительные работы.

Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины с целью обеспечения бесперебойной работы бригады по подземному ремонту скважин.

Спуско-подъемные операции являются весьма трудоемкими, в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 40% до 85% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.

Заключительные работы по окончании подземного ремонта скважины состоят в сборке ее устьевого оборудования

Текущий подземный и капитальный ремонты скважин выполняют специальные бригады, оснащенные соответствующим оборудованием и инструментом.

Основные задачи бригад подземного ремонта и всех промысловых работников, занятых обеспечением этих работ, состоят в максимальном увеличении межремонтного периода работы скважин и в повышении добычи нефти и газа при наименьших затратах труда, материалов и других средств.

Службой капитального ремонта также выполняются ремонты, цель которых - восстановление целостности ствола скважины путем исправления смятой колонны обсадных труб или цементного кольца, изоляция вод по стволу скважины или пластовых, изоляция подошвенных вод пласта, переход на эксплуатацию нового горизонта, ликвидация сложных внутрискважинных аварий, ремонт устьевой или фильтровой части скважины.

Особенностью капитального ремонта скважин является необходимость в целом ряде случаев выполнять операции, аналогичные операциям, осуществляемым при сооружении скважин, т. е. транспортировку и монтаж буровой установки, и все остальные операции по проводке, заканчиванию и освоению скважины.

1.3.4 Технология капитального ремонта скважин

Капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособности самой скважины и эксплуатационного объекта разработки, а также с проведением мероприятий по охране недр и окружающей среды. К работам, выполняемым бригадами КРС, можно отнести [2]:

1. Изоляция верхних, нижних и смешанных вод. К этому виду относятся работы, связанные с исправлением цементного кольца в скважине и изоляцией отверстий в эксплуатационной колонне (без изменения конструкции скважины).

2. Изоляция подошвенных, контурных, промежуточных и тектонических вод. Эти работы предусматривают различные методы воздействия на призабойную зону пласта с целью устранения или уменьшения притока в скважину.

3. Возврат скважин на вышележащие и нижележащие горизонты. При этих работах предусматривается полная изоляция отдельных пластов, вскрытых перфорацией, и подготовка к эксплуатации новых объектов.

4. Ликвидация аварий. К этому виду относятся работы по извлечению из скважин насосно-компрессорных и бурильных труб, прихваченных песком или цементом; извлечение смятых и сломанных труб, насосных штанг, глубинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных канатов и каротажного кабеля. К ловильным работам относится также очистка скважин от посторонних предметов.

На месторождениях, где преобладает фонтанный способ эксплуатации, а нефть не содержит песка, число аварий обычно невелико. На месторождениях, разрабатываемых с высоким темпом отбора нефти, где применяются газлифтный и глубиннонасосный способы эксплуатации, число аварий возрастает.

Аварии при спуско-подъемных операциях в скважинах возникают в результате заклинивания в колонне подземного оборудования и падения труб, штанг и различных предметов в скважину. В скважинах, где из пласта совместно с нефтью поступает песок, возникают аварии вследствие прихвата песком лифтовых труб и глубиннонасосного оборудования. Прихват песком промывочных труб с пакером происходит иногда при гидравлическом разрыве пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

5. Устранение повреждений эксплуатационных колонн. Этот вид работ включает восстановление герметичности резьбовых соединений труб, ликвидацию смятий и сломов эксплуатационных колонн, а также ремонт фильтровой части скважин.

6. Изменение конструкции скважин. Изменение конструкции скважин предусматривает спуск дополнительных колонн (сплошных или летучек), а также забуривание и проводку вторых стволов.

7. Прочие ремонтно-исправительные работы. К ним относятся работы по борьбе с отложениями парафина и соли в трубах, пробкообразованием и другими осложнениями при эксплуатации скважин, ремонт устья скважин, исправление обрезов колонн, подготовка скважин к ликвидации и другие работы.

1.3.5 Критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

По состоянию на 01.01.2007 г. в НГДУ "Жетыбаймунайгаз" из всего эксплуатационного добывающего фонда (1099 скважин) бездействует по разным причинам 384 скважины ожидающие проведение капитального ремонта, в том числе 366 скважин находящихся в бездействующем фонде из прошлых лет.

В нагнетательном фонде в бездействии находятся 213 скважин,43 скважины из прошлых лет. Если разобраться по причинам без действии этих скважин, то по нарушениям в эксплуатационной колонне без действует 46 скважин, по аварии НКТ 167 скважин, перекрыт фильтр на 58 скважинах, сильная обводненность на 84 скважинах, слабый приток на 20 скважинах, высокий газовый фактор на 6 скважинах, оставлен пакер на 3 скважинах, а в нагнетательных скважинах: отсутствует приемистость в 14 скважинах, межколонные проявление в 2 скважинах, закрыт забой посторонними предметами на 22 скважинах, то есть практически, все виды ремонта предусмотренные общепринятым классификатором на КРС, имеются в эксплуатационном фонде и требует проведение КРС для вывода из БД.

По НГДУ "Жетыбаймунайгаз" ежегодно в организационно-технических мероприятиях АО "Мангистаумунайгаз" наряду с выполнением планового задания делается особый акцент на повышение эффективности работ бригад капитального ремонта скважин и подрядной организации ТОО "OSC" запланировано отремонтировать 300/47 скважин силами 27 бригад КРС.

Из 27 бригад КРС функционировавших в ТОО "OSC" по месторождениям Жетыбайского производственного куста 10-12 бригад в течение года занимаются подготовкой скважин к гидравлическому разрыву пласта (ГГРП), 4 бригады занимаются постоянно сложными ремонтами по нагнетательному фонду, а остальные 11-13 бригад занимаются ликвидацией аварий, ремонтно-изоляционными работами в сильно обводнявшихся скважинах и в добывающих скважинах с нарушениями (не герметичностью) в эксплуатационных колоннах.

Недостаточная эффективность ремонтных работ в бригадах КРС связана, наряду организационными неполадками (простоями различного рода), с допущением аварии в ходе проведения КРС, с затратами времени на незавершенных ремонтом скважинах (оставленные на последующие сроки), а так же затратами времени связанными с ликвидацией брака в работе при подготовке скважин к ГРП (отказ в работе пакеров, подвесок 3 НКТ) и при установке цементных мостов, изоляционных работ.

Анализ работ бригад КРС по установкам цементных мостов и изоляционным заливкам (РИР) при проведении ремонтов скважин показывает, что немалое производительное время теряется именно при проведении этого вида ремонта. Только на разбуривание излишних цементных мостов на 13 скважинах потеряно 1358 ч производительного времени.

В ходе проведения выборочного обследования технической оснащенности подъемных агрегатов, используемых для проведения капитального, подземного ремонта и освоения скважин (УПА-60М, А-50, Ар-32\40, АПРС-40 и т.д.) и оснащенности обслуживающих бригад оборудованием и инструментом в цехах КРС, ПРС НГДУ "Жетыбаймунайгаз" с фотографированием объектов, были обнаружены некоторые отклонения от установленной технологии, правил ТБ и ПБ, в частности:

1) устье добывающих, нагнетательных скважин не оборудовано специальным шахтным проемом для текущего сбора пластового флюида, промывочной жидкости разливающихся при подъёме, промывке и НГП с колонны подвески НКТ и устьевого оборудования;

2) КРС и освоение скважин осуществляется с применением устаревшего амбарного метода работ, где циркуляция промывочной жидкости замыкается благодаря применению земляного желоба (канава для стока жидкости) с устья скважины к земляному амбару;

3) замазученный грунт или нефтешлам после КРС вывозятся на полигон, специально отведенное место для временного содержания углеводородных отходов. Вокруг территории многих скважин образовались амбары с нефтешламом, для ликвидации которых требуются технические, людские ресурсы.

4) технологические процессы (обуривание, фрезерование, бурение цементного моста и т. д.) при КРС преимущественно осуществляется с применением роторного способа с использованием механических роторов, что создает определенную трудность обслуживающему персоналу при наращивании труб (НКТ), из-за высокого уровня соеденительных резьбовых концов их (крестовина ФА, при НГП - превентор ППМ-125Ч210.

5) во многих скважинах состояния рабочих площадок под установку подъёмного агрегата при КРС, станков - качалок при эксплуатации скважин, не соответствует требуемому качеству, с точки зрения прочности, устойчивости и практичности их применения, так как, часто во время ремонта скважины приходится заменять фундаментные плиты из-за их разрушения.

6) прием, укладка НКТ привезенных из трубной базы и поднятых со скважины осуществляется с некоторыми сложностями из-за ограниченности полезной площади самого приемного моста.

7) Из-за ограниченной пропускной возможности по ремонту труб (НКТ) на трубной базе, не всегда осуществляется (производиться) смена отработавшей подвески НКТ комплектом, смена НКТ производится по частям (по 50-60 штук на скважину);

8) Хотя, по утвержденной схеме ОУС, предусмотрена установка доливной и запасной (на 25 м³) емкости, противовыбросовое оборудование-превентор ППМ-125Ч210, фактически, при КРС их не используют из-за сложности монтажа, затратоемкости и хронической нехватки их (обеспечения ими всех бригад КРС было накладно);

9) Согласно правилам ТБ, подъемные агрегаты, предназначенные для проведения КРС, ПРС и освоения скважин должны оснащаться контрольно-измерительными приборами, например комплектом приборов ГИВ-6 и приспособлением против разбрызгивания пластового флюида (юбка) при подъеме со скважин бурильных труб (НКТ). Однако, фактически, в комплекте прибора ГИВ-6 самозаписывающих приборов не установлены, а "юбка" вообще отсутствуют.

Эти технологические отклонения вызывает сложности в установлении истинных причин допущенных аварий, качественном расследовании их и в обеспечении соблюдение экологических требований, условий культуры производства.

Главными причинами непроизводительной работы бригад КРС и ПРС является:

1. Отсутствие четкой регламентации проведения технологических операции при проведении конкретного вида капитального ремонта скважин, то есть практически у исполнителя работ нет, порядок (последовательность) проведения ремонтных работ, он (исполнитель) руководствуя при выполнении задания только планом работ (разработанным общего характера) и заказ-нарядом на проведении работ, то есть здесь напрашивается реальная необходимость разработки "Технологического регламента" на проведение КРС и ПРС, так как на сегодняшний день в АО "Мангистаумунайгаз" такого руководящего документ отсутствует. Эти негативные моменты в целом отрицательно повлияют в повышении квалифицированного уровня исполнителей работ;

2. Слабая техническая оснащенность бригад КРС и ПРС (первонеобходимым оборудованием, инструментом утвержденного перечня);

3. Отсутствие четко расписанной технологии глушения скважин, с соблюдением всех требований, предъявляемые к жидкостям глушения, а также недостаточно квалифицированного исполнения самого технологического процесса по глушению скважин непосредственными исполнителями, что снижает эффективность работ, об этом было отмечено выше. В этом плане, необходимо решать проблему разработки специального регламента по глушению скважин с применением более прогрессивных технологий с сохранением естественных коллекторских свойств пород продуктивного пласта;

4. Значительное количество производительного времени при КРС теряется на ликвидацию аварий, допущенных в ходе проведения ремонтных работ, является высокий уровень износа бурильных и высаженных насосно-компрессорных труб, используемых преимущественно в качестве технологической подвески, из-за недостаточной работы по подготовке технологических труб к работе, с проведением соответствующих мероприятий по обеспечению их качества. При обследовании "головы" аварийной НКТ, постороннего предмета или места нарушений (обрыв, смещение, порыв и т.д.) в эксплуатационной колонне, недостаточно используется комплекс методов определения характера их нарушения с применением различных видов печатей (конусные, объемные);

5. В настоящее время, в системе АО "Мангистаумунайгаз", для обследования состояния искусственного забоя и ствола в эксплуатационной колонне используют в единственном варианте, плоскодонную свинцовую печать, что не всегда эффективно в выборе необходимого варианта метода ликвидаций аварии;

6. Как было отмечено выше, одной из причин в столь высокого уровня износа бурильных труб и НКТ является массовое применение роторного способа бурения при проведении различных технологических процессов в ремонтных работах. Применение механических роторов в КРС с вращением бурильной колонны способствует быстрому разрушению устьевого оборудования, износу обсадных труб составляющих эксплуатационную колонну и износа вращающихся частей самого механического ротора, при постоянной нехватке их (простои в КРС в ожидании механических роторов составляют ежегодно более 1000 ч). НГДУ сталкиваются с проблемами износостойкости резьбы ниппельной части НКТ. При этом возникает необходимость многократного подъема, развинчивания и свинчивания резьбового соединения НКТ-муфта. По данным нефтепромысловой статистики 50-55% отказов НКТ (80% общего числа скважинного оборудования) связаны с резьбовыми соединениями. В настоящее время производители НКТ обеспечивают, в лучшем случае до шести свинчивании-навинчиваний резьбовых соединений, после чего, вследствие износа ниппельной части, изделие выбраковывается.

7. Из-за отсутствия контроля за состоянием работ механических роторов (нет манометров, тахометров), недостаточно используется моторесурсы их, не обеспечивается оптимальный режим технологического процесса (низкая механическая скорость бурения, малая эффективность ловильных работ и т. д.) Указанные выше факторы, также способствуют в увеличении срока продолжительности ремонтных работ, порой до оставления скважин на не завершённый фонд, не обеспечив (не достигнув) цели работ, потеряв огромное время затрат.

1.3.6 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП)

Общие положения:

1. ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

2. Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

3. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах, при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями согласно разделу "Исследование скважин" настоящего регламента.

4. Технологию и методичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывает геологические и технологические службы НГДУ "Жетыбаймунайгаз", в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) и настоящим регламентом по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

5. Однократное и многократное воздействия на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие.

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и при коэффициенте охвата менее 0,5 осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

6. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательна и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведение работ по ОПЗП (например, оборудованных глубинным насосом) производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

7. После проведения ОПЗП исследуют скважины методом установившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

8. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта то различных загрязнении, в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические процессы:

- кислотные ванны;

- промывка пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсные воздействия (метод переменных давлений);

- циклические воздействия путём создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- много цикловая очистка с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействия на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Кислотная обработка

1) Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10%) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислоты.

2) Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединение железа и т.п.) обрабатывают 10-16%-ной соляной кислотой.

3) Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10% масс.) или сульфаминовой (10% масс.) кислотами.

4) При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5%) или лимонную (2-3% масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

5) В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно воздействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты-дисперсные системы типа эмульсии и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфанол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.)

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15% масс.) вводят от 0,5% до 3,0% масс. КМЦ или сульфитспиртовой барды.

6) Обработка карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100?С до 170?С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии. Со специальным эмульгатором диаминдиолеат, первичные амины, алкилоламида от 0,5% до 1% масс.

7) Объем и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость и проницаемость пласта, забойная температура, пластовое давление) выбирают из таблицы.

8) Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10% масс., а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10% до 12% масс.) и плавиковай (от 3% до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония:

- объем раствора при глинокислотной обработке выбирают условия предупреждения разрушения пластовых пород;

- при первичной обработке используют от 0,3 м³ до 0,4 м³ раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Таблица 1.3.6 - Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и качества обработок

Количество обработок	Тип коллектора
	Поровый	трещинный
	малопроницаемый	высокопроницаемый
Одна два и более	0,4-0,6 0,6-1,6	0,6-1,0 1,0-1,5	0,6-0,8 1,0-1,5

Примечание:

1) продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температуре до 30?С до 60? С - от 1 ч до 1,5 ч;

2) при температурах свыше 60?С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

3) для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно кислотные растворы с добавками от 6% до 10% масс. азотнокислотного натрия;

4) Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД 39-3-455-80 ("Методы защиты от коррозии при кислотных обработках скважин и нефтепромыслового оборудования"- Грозный Север.Кав. НИПИнефть, 1981);

5) Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15?С до 40?С:

- термохимическую обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработки под давлением;

- термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА и т.д.);

- для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азимаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах типа 4ЦА, 3ЦР или ЦР-20.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

1) ГРП применяют для воздействия на плотные низко проницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. В этом случае создают систему закрепленных трещин протяжённостью от 10 м до 30 м.

2) Глубоко проникающий гидроразрыв пласта (ГГРП), протяженностью от 50 м до 100 м. производят в коллекторах с проницаемостью менее 50Ч103 мкм.

3) В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс проводят по технологии многократного поинтервального ГРП.

4) В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые объекты, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

5) С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую гидропескоструйную перфорацию (ГПП).

6) Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

- вязкость жидкости должна обеспечивать высокую несущую способности песка и создание заданной раскрытости трещин;

- не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

- обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

- легко удаляться из пласта после проведения процесса;

- в качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 3000 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-84 или пропант-материал изготовленный по спец. технологии (Россия, США)

7) Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать: темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка в суспензии.

Воздействие давлением поровых газов

1) Воздействия на ПЗП пороховыми газами осуществляют путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаники, известняки, доломиты с проницаемостью от 0,100 мкл² до 0,050 мкл² и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с оолитовыми известняками, а также песками и слабо цементированными песчаниками.

2) Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусного типа АСГ или герметичных без корпусных типа ПГДБК и не герметичных типа АДС:

- аппарат АСТ 105К применяют в обсаженных скважинах с минимальным (проходным) диаметром 122 мм, при температуре 80?С и гидростатическим давлением от 1,5 МПа до 35 МПа.

- аппараты типа ПГДБК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 мм до 130 мм при температурах до 200?С и гидростатических давлениях до 100 МПа, а АДС соответственно до 100?С и 35 МПа. Величина минимального гидростатического давления составляет соответственно для ПГДБК-100, а для АДС-3 МПа.

3) Спуск и подъем генераторов типа ПГДБК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

4) При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля, привязки по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

5) После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

6) При толщине пласта свыше 20 м производят много кратное сжигания поровых зарядов.

7) При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, проводят по интервальной и последовательной снизу вверх воздействия на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

8) Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют крешерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

1.4 Специальная часть

1.4.1 Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней [1].

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду - как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата [4].

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

1.4.2 Промывка скважин для удаления песчаных пробок

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них [4].

Промывочное устройство ПУ-1,которое показано на рисунках 7 и 8 состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.