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.
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).
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.
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).
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.
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.
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.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.