Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Ликвидация пескопроявлений с применением полимерных композиций «ГЕОПЛАСТ»

Сервисная Компания «ГЕОПЛАСТ 2007» специализируется на выполнении ремонтно-изоляционных работ (РИР) при ТКРС, оказании услуг по   супервайзингу в сфере КРС и ПНП, а также на интенсификации добычи нефти. Мы проводим все виды РИР при ТКРС, включая ликвидацию заколонной циркуляции (ЛЗКЦ) и негерметичности эксплуатационных колонн (ЛНЭК), установку отсекающих мостов, селективную изоляцию пластов с применением различных реагентов, отсечение водопромытых (обводненных) пластов и ликвидацию пескопроявлений.

При проведении РИР используются как стандартное оборудование и материалы, так и инновационные разработки, в том числе полимерные композиции собственного производства марок «ГЕОПЛАСТ» и «ГЕОПЛАСТ-ТА», а также специализированный аппаратно-методический комплекс (АМК), позволяющий вести контроль и запись процесса закачки от четырех и более параметров.

Помимо этого, продолжаются работы по созданию технологии для внутрипластовой закачки воды с применением селективного пакера. Совместно с ООО «Югсон-Сервис» ведутся разработки скважинных компоновок СК-ИПОС и 2СК-ИП-ОС, предназначенных для испытания пластов в открытом стволе.

27.07.2017 Инженерная практика №04/2017
Ланин Николай Алексеевич Исполнительный директор ООО СК «ГЕОПЛАСТ 2007»

Инженеры и конструкторы ООО СК «ГЕОПЛАСТ 2007» ведут постоянный поиск эффективных технологий для решения различных нефтепромысловых задач. В период 2012-2016 годов мы провели большое количество опытно-промышленных испытаний (ОПИ) технологий для выполнения РИР, многие из которых впоследствии были рекомендованы к промышленному внедрению и уже внедрены. Среди них – метод ликвидации пескопроявлений (ЛПП) с применением ПК «ГЕОПЛАСТ», обработка призабойной зоны (ОПЗ) пласта с применением сухокислотных составов (СКС) и устройства гидравлического вибрационного воздействия (УГВВ), ОПЗ с использованием селективной компоновки и др.

Метод селективной изоляции с применением модифицированного тампонирующего реагента для изоляции промытых зон ТРИПЗ-М был доработан и в настоящее время готовится к проведению повторных ОПИ. В данном случае мы устранили недостаток, который заключался в низкой седиментационной устойчивости реагента, вследствие чего были получены технические «стопы».

Также в 2016 году в институте «СургутНИПИнефть» завершились испытания тампонирующего материала для юрских отложений, характеризующегося повышенной адгезией к породе, – «ГЕОПЛАСТ-ТМЮ» (табл. 1).

Таблица 1. Технические характеристики тампонирующего материала с повышенной адгезией к породе
Таблица 1. Технические характеристики тампонирующего материала с повышенной адгезией к породе

На месторождении одной из нефтедобывающих компаний мы проводили ОПИ реагента марки РСД, предназначенного для селективной изоляции интервалов водопритока. Данный реагент взаимодействует с водой с образованием желеобразной структуры мгновенного действия. Проведенные в 2015 году ОПИ в двух скважинах не дали объективной картины эффективности технологии (рис. 1), поэтому по согласованию с заказчиком запланировано проведение работ еще в шести скважинах. Часть операций на данный момент уже проведена, результаты приведены на рис. 2.

Рис. 1. ОПИ реагента РСД в 2015 году
Рис. 1. ОПИ реагента РСД в 2015 году
Рис. 2. ОПИ реагента РСД в 2016 году
Рис. 2. ОПИ реагента РСД в 2016 году
Таблица 2. Технические характеристики полимерной композиции ГЕОПЛАСТ-П для ограничения пескопроявления
Таблица 2. Технические характеристики полимерной композиции «ГЕОПЛАСТ-П» для ограничения пескопроявления

ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО ЛИКВИДАЦИИ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ

Работы по ликвидации/ограничению пескопроявления и выноса проппанта мы выполняем с использованием полимерной композиции собственной разработки под названием «ГЕОПЛАСТ-П». В 2012 году технология успешно прошла ОПИ на одном из месторождений и в настоящее время применяется на объектах ведущих нефтяных компаний России (табл. 2).

Рис. 3. Способ приготовления конечного продукта на основе полимерной композиции для обычных скважин
Рис. 3. Способ приготовления конечного продукта на основе полимерной композиции для «обычных» скважин

Способ приготовления полимерной композиции зависит от типа скважины, в которую предполагается осуществлять закачку реагента. Условно мы делим скважины на «обычные» и «горячие» (рис. 3, 4). Композиция для «горячих» скважин может применяться при пластовых температурах до 150°С.

Рис. 4. Способ приготовления конечного продукта на основе полимерной композиции для горячих скважин
Рис. 4. Способ приготовления конечного продукта на основе полимерной композиции для «горячих» скважин

Закачка выполняется стандартным способом: сначала для исключения перетока в затрубное пространство в скважину спускается компоновка с пакером. После посадки пакера производится закачка полимерной композиции с доведением ее до башмака колонны НКТ. Затем осуществляется распакеровка, и через буферные оторочки пескоизоляционная композиция закачивается в интервал пескопроявления. После этого скважина останавливается на сутки для получения полимерного экрана. Через 24 ч выполняется спуск глубинно-насосного оборудования (ГНО) и скважина запускается в работу.

ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

Отдельно остановимся на еще одной нашей разработке – технологии опробования перспективных пластов в открытом стволе с использованием струйного насоса.

Как известно, одна из главных задач при бурении скважин заключается в выявлении нефтегазоносности всех перспективных горизонтов месторождения и определении их промышленной ценности. В настоящее время оценка промышленного значения пластов, вскрытых вновь пробуренными скважинами, выполняется путем их опробования или испытания. В процессе опробования устанавливается характер насыщения, продуктивные характеристики пластов и отбираются пробы пластового флюида.

Наиболее экономически привлекателен способ опробования «сверху-вниз», то есть опробование пластов непосредственно в процессе бурения скважины, сразу после вскрытия перспективного пласта с использованием испытателя пластов. Главное преимущество данного метода заключается в том, что целесообразность эксплуатации скважины выявляется до спуска и цементирования обсадной колонны.

Существующие методы испытания пластов в необсаженных скважинах, как правило, обладают целым рядом недостатков, а именно:

  • при разбуривании скважины происходит загрязнение испытываемых пластов;
  • при потере фильтрационных свойств околоскважинной зоны пласта вследствие загрязнения продуктами бурения и образования глинистой корки перспективный пласт может характеризоваться очень низкими показателями или их полным отсутствием;
  • время нахождения инструмента на забое скважины ограничено по технологическим причинам, поэтому радиус исследования пласта невелик и полученные данные лишь приблизительно характеризуют возможности скважины в условиях длительной эксплуатации;
  • в некоторых случаях возникает необходимость спуска и цементирования обсадной колонны для разобщения испытываемых объектов.

Совместно со специалистами ООО «Югсон-Сервис» инженеры ООО СК «ГЕОПЛАСТ 2007» разработали технологию, позволяющую избежать всех указанных недостатков. К ее основным преимуществам можно отнести возможность очистки призабойной зоны пласта от продуктов бурения с восстановлением фильтрационных свойств пласта, а также возможность изменения режимов работы насоса и плавного изменения депрессии на пласт.

Время оставления компоновки в скважине не ограничено, что позволяет испытывать пласт в условиях, максимально приближенных к условиям промышленной эксплуатации. При этом результаты испытания пласта струйным насосом максимально точно характеризуют параметры пласта.

Для проведения испытаний пластов в открытом стволе может использоваться либо двухлифтовая компоновка СК-ИП-ОС с одним пакером (рис. 5), предназначенная для освоения нижерасположенного пласта с применением струйного насоса, либо двухлифтовая компоновка 2СК-ИП-ОС с двумя пакерами (рис. 6) для освоения пласта, расположенного между пакерами, и струйным насосом.

Рис. 5. Скважинная компоновка СК-ИП-ОС для испытания пластов в открытом стволе
Рис. 5. Скважинная компоновка СК-ИП-ОС для испытания пластов в открытом стволе
Рис. 6. Скважинная компоновка 2СК-ИП-ОС для испытания пластов в открытом стволе
Рис. 6. Скважинная компоновка 2СК-ИП-ОС для испытания пластов в открытом стволе

СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ СК-ИП-ОС

В состав компоновки СК-ИП-ОС входят воронка, хвостовик, гидромеханический пакер ПМС-ГМ, предназначенный для отсечения вышерасположенных интервалов от испытываемого пласта, уравнительный клапан (КУ) для выравнивания давлений перед срывом пакера и механический ясс для создания ударной нагрузки при срыве на случай прихвата компоновки. Струйный насос устанавливается на внутреннем лифте НКТ-48 и служит для создания депрессии на испытываемый пласт. Герметизация внутреннего лифта НКТ-48 в колонне труб осуществляется с помощью специального герметизирующего узла.

Принцип работы компоновки выглядит следующим образом. После установки пакера в предполагаемом интервале (выше испытываемого перспективного пласта скважины) в колонну бурильных труб на НКТ-48 спускается струйный насос с наконечником узла уплотнения, который, дойдя до седла, уплотняется в нем и разобщает зоны.

В межтрубное пространство, образованное между колонной бурильных труб и внутренним лифтом НКТ, подается рабочая жидкость с расходом 2-10 л/с, которая образует в камере смешения зону разрежения и увлекает пластовый флюид. Рабочая жидкость, перемешанная с пластовым флюидом, по внутреннему лифту НКТ выносится на устье скважины, где определяется приток, а также качественный состав пластового флюида.

После испытания пласта, натяжением колонны бурильных труб открывается уравнительный клапан, давления в надпакерной и в подпакерной зонах выравниваются и дальнейшим натяжением колонны бурильных труб снимается пакер. После этого компоновка поднимается на поверхность.

СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ 2СК-ИП-ОС

Компоновка 2СК-ИП-ОС применяется в случае, если необходимо отсечь нижележащие горизонты. В состав компоновки входят пакер гидромеханический ПМС-ГМ со сбивным клапаном для отсечения нижележащих горизонтов от испытываемого пласта, переводник для аварийного отсоединения от нижнего пакера в случае его присыпки, клапан КЦ для заполнения колонны бурильных труб при спуске и клапан КПЗ для сообщения полости колонны бурильных труб с испытуемым пластом. Для отсечения вышерасположенного интервала от испытываемого пласта используется пакер ПОЗ, а для выравнивания давлений перед срывом верхнего пакера – уравнительный клапан.

Для создания ударной нагрузки при срыве на случай прихвата компоновки в состав компоновки включен механический ясс. Как и в случае с компоновкой СК-ИП-ОС, струйный насос устанавливается на внутреннем лифте НКТ-48 и служит для создания депрессии на испытуемый пласт. Герметизация внутреннего лифта НКТ-48 в колонне бурильных труб производится при помощи герметизирующего узла.

Принцип действия аналогичен предыдущей компоновке, только отбор флюида выполняется из межпакерной зоны, изолированной сверху и снизу пакерами, через клапан КПЗ, который открывается после посадки пакеров созданием давления в трубах.

Выравнивание давлений в зонах, разобщаемых нижним пакером, производится открытием сбивного клапана.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Промышленные ротационно-поршневые насосы NETZSCH TORNADO
Оценка перспектив применения струйных насосов на нефтяных месторождениях первомайской группы ПАО «Оренбургнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.