3 Анализ применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (прс и крс) с помощью колтюбинга

На месторождениях НГДУ «Быстринскнефть» большую часть всего объема выполняемых занимают работы по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП) (КР 7) это около 30% всех выполняемых мероприятий. Основными факторами вызывающие загрязнение ПЗП:

а) Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

б) Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины с последующим взаимным диспергированием воды (фильтрата) и нефти.

в) В водонагнетательных скважинах происходит выпадение солей в порах пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод.

Все более распространенной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП) (КР7-2) которая на Рогожниковском месторождении занимает около 10% от всего объема выполняемых работ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

(2)

()

()

130503.РВС.КП.ХХХ.ХХ.06.ПЗ

Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обусловлены напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае

наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести глубокую кислотную обработку пласта.

В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по следующим критериям:

а)Дебит жидкости – до 10 м3/сут;

б)Перфорированная мощность – не менее 3 м.;

в)Обводненность – менее 30%;

г)Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных.

В течение 2007 года силами бригад капитального ремонта скважин (КРС) было произведено 62 ремонта из них 25 на добывающем фонде скважин, в т.ч. 19 оптимизации глубинно-насосного оборудования (ГНО). 18 ремонтов произвели на нагнетательном фонде скважин (ревизия пакера).

Основная доля ремонтов ( 46 %) приходится на ревизию глубинно-насосного оборудования:

1. По скважинам оборудованным ШГНУ

0 Ревизия и смена насоса.

1 Устранение обрыва штанг.

2 Устранение отворота штанг.

3 Замена штанг.

4 Замена полированного штока.

5 Замена, опрессовка и устранение негерметичности ГНКТ.

6 Очистка и пропарка ГНКТ и штанг.

7 Ревизия, смена устьевого оборудования.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

2. По скважинам оборудованным УЭЦН

8 Смена электродвигателя.

9 Устранение повреждения кабеля.

10 Ревизия, смена, устранение не герметичности ГНКТ.

11 Очистка и пропарка ГНКТ.

12 Ревизия, смена устьевого оборудования.

Под оптимизацией глубинно-насосного оборудования подразумевают:

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ГНО, спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением. Данный вид мероприятий позволяет, увеличить дебит нефти за счёт снижения забойного давления до величины близкой к давлению насыщения, а при обводненности добываемой продукции более 80 %. снижении забойного давления, ниже давления насыщения на 10 %,

Данный вид мероприятий рекомендуется проводить на месторождения находящихся, на поздних стадиях разработки, что позволяет подключить в разработку слабодренируемые участи пласта.

Как следует из рисунка , комплекс гибкой насосно-компрессорной трубы выполнял практически те же операции, что и традиционные установки КРС:

* Ликвидация гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП);

* Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП);

* Промывка стволов скважин;

* Промывка после гидроразрыва пласта и пр.

Рисунок 1 - Операции ГНКТ в НГДУ «БН» в 2007 году

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 13 – Число проведенных скважиио-операций с ГТ

ВИД РЕМОНТА | Число скважино-операций |

| 2007 |

КР1.Ремонтно изоляционные работы | 9 |

КР2.Устранение негермет. э/колонны | 4 |

КР3.Устранение аварий | 3 |

КР4.Переход на другой горизонт | 7 |

КР5. Внедрение (извлечение) пакера-отсекателя | 3 |

КР6.Комплекс связанный с бурением | 3 |

КР7.Обработка ПЗП | 7 |

КР7-2.0 ГРП | 8 |

КР8.Исследование скважин | 3 |

КР9.Перевод под другое назначение | 8 |

КР11.Консервация (расконсервация) | 2 |

КР12.Ликвидация скважин | |

КР13.Прочие виды работ | 5 |

ИТОГО | 62 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ИСТОРИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

1. Номер скважины - №1010

2. Тип скважины – нефтяная

3. Предприятие – ОАО «СНГ», НГДУ «Быстринскнефть», ЦДНГ-7

4. Куст - №81

5. Пробуренная глубина – 3189,2 м

6. Максимальная глубина инклинометрии – 3146 м

7. Глубина искусственного забоя – 3072 м

8. Дата начала бурения – 12.01.2007

9. Дата окончания бурения – 07.02.2007

10. Дата ввода в эксплуатацию – 20.04.2007

11. Способ эксплуатации – механизированный (УЭЦН)

12. Проводимые ремонты :

* 03.05.2007-07.05.2007 – Перевод с фонтанного режима на эксплуатацию ЭЦН

* 01.06.2007-26.06.2007 – Рост обводненности

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4 ВЫБОР ВИДА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Для рассматриваемой скважины № 1010 Рогожниковского месторождения характерна проблема, присущая для всего месторождения в целом – это низкий дебит по нефти ввиду низких показателей фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. По промысловым данным средний дебит нефти за 2007 год составил 4,22 т/сут при обводненности в 44,98 %.

Исходя из этого становится ясно, что необходимо провести мероприятия по интенсификации притока флюида в скважину. Одной из распространенных операций этого вида является гидравлический разрыв пласта (КР 7-2), обладающий следующими преимуществами:

1. Быстрое повышение дебита эксплуатационных скважин

2. Короткие сроки проведения работ по ГРП

3. Относительно низкая стоимость выполнения операции ввиду многолетней отработанности технологии на многих месторождениях

Наиболее эффективным по приросту дебита нефти является гидроразрыв пласта.

Именно по этим причинам для этой скважины выбирается именно ГРП.

На сегодняшний день приблизительно около 50% нефти добывается на Рогожниковском месторождении из скважин, охваченных гидроразрывом пласта, который и является предметом изучения данной работы.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Таблица 14 – Геолого-технические данные по скважине №1010 Рогожниковского месторождения

№ п/п | Данные по скважине № 1010 На Рогожниковском месторождении. | Показатели, ед. изм. |

1. | * радиус скважины по долоту, м | rс = 0,09525 |

2. | * диаметр эксплуатационной колонны, м | dэ = 0,168 |

3. | * отметка искусственного забоя по стволу скважины, м | hиз= 3072 |

4. | * средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град. | = 2,004 |

5. | * отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса, м | hтр = 2745 |

6. | * диаметр ГНКТ, м | dтр = 0,073 |

7. | * средняя проницаемость пласта, м2 | k = 0,0012 |

8. | * пористость пласта | m = 0,19 |

9. | * модуль упругости пласта, Па | Е = 2,1*1011 |

10. | * коэффициент Пуасона | v = 0,07 |

11. | * коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм | 0,16 |

12. | * интервал перфорации, м | hперф=2655-2660 |

13. | * тип перфоратора; | ПК-120 |

14. | * радиус перфорационного канала, м | rо = 0,01 |

15. | * длина перфорационного канала от центра скважины, м | lо = 0,02 |

16. | * плотность перфорации,отв/м | n = 15 |

17. | * газосодержание продукции, м3/м3 | 40 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Продолжение таблицы 14

18. | * обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), % | 45 |

19. | * плотность пластовой воды, кг/м3 | 1055 |

20. | * альтитуда скважины, м | 139,1 |

21. | * пластовое давление и дата его замера, МПа | Рпл 13,8; 10.07.07 |

22. | * коэффициент безопасности | 0,05 |

23. | температура на поверхности при производстве работ, С0 | 12 |

24. | * температура на забое, С0 | 70 |

25. | * среднегодовая температура на устье, С0 | +1 |

26. | * ускорение свободного падения, м/с2 | 9,81 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4.1 ВЫБОР ТИПА ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ И РАСЧЕТ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Для глушения скважины в один цикл через НКТ, спущенные до забоя с продавкой жидкости в пласт (полная замена скважинной жидкости), необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

, кг/м3

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность

повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в

период ремонта;

Р пл - пластовое давление, МПа;

h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;

а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии и реагентами для предупреждения солеотложений.

С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.

Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150 °С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения.

Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глушении скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости.

При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до 2 %, наполнителя - до 4 %.

Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе.

С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей (CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

- амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.

- ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.

- НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение.

Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С.

Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л.

При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды.

Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

1. С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД).

2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:

- межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;

- ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта;

- в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции.

3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".

Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".

4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ.

Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ является величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин-эффект), определяемого по формуле:

S = S1 + S2

где S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы;

S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых фильтратом жидкости глушения.

Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и производится по формулам:

где и 1 – соответственно, глубина и коэффициент восстановления

проницаемости зоны кольматации проницаемый среды

вокруг перфорационных каналов;

rс - радиус скважины по долоту, м;

n - плотность перфорации, отв/м;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

r0 - радиус перфорационного канала, м.

где Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);

2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости

пористой среды по нефти после воздействия фильтрата

жидкости перфорации.

где 2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той кольцевой зоне размером r (рекомендуется принимать равной 0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильтрата ЖГ.

Определение величин 1 и необходимо проводить в соответствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации последних не более 0,1% масс.

Для получения величин 2i и 2ср необходимо определить зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, полученную в результате экспериментальных исследований по методике, изложенной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов".

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определение величин 2i и 2cр производится на основе полученной зависимости 2 от величины перепада давления. При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и планируемой депрессии при освоении.Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует определять по формуле:

где Р - репрессия на пласт после глушения, МПа;

Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3;

ж - плотность ЖГ, кг/м3.

т - пористость, доли ед;

q – ускорение свободного падения, м/сек2.

Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ следует определить по формуле:

где С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5;

Vo - мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до

образования корки), м3/м2;

Sк- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь

перфорационных отверстий), м2;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости определяют по формуле:

где эф - эффективная вязкость фильтрующейся жидкости

(определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па с)

Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для Vo = 5 15 л/м2, для С = 0,005 0,0005 м/мин0,5.

Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, определяется по формуле:

Тогда радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ :

Выбор компонентного состава жидкости глушения

С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных продуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых минералов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до 1600 кг/м3.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()

Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с соотношением солей 1:1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочищенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8 до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 - при -58°С. Достаточная коррозионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра (Na2СО3) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ превышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3.

Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую плотность ЖГ на поверхности при 20 градусах Цельсия:

tср =0,5(tз+tу)=0,5(57+20)=38,5 0 С

где tз и tу – температура на забое и устье скважины.

Определяем плотность жидкости глушения из условия ее приготовления на поверхности:

жп=ж+(tср+tу)k=1070,34+(38,5+20)0,68=1110,12 кг/м3.

где k – поправочный температурный коэффициент, ориентировочно равен 0,68.

Процентное содержание компонентов, обеспечивающее минимальную температуру кристаллизации жидкости такое:

CаCl2 – 26.5%

Ca(NO3)2 – 28.0%

H2O – 45.5%

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определяем расход материалов для определения 1 метра кубического жидкости глушения.

По соответствующей методике определяем содержание влаги в применяемых солях. Находим, что содержание влаги в CaCl2 – 20%, в Ca(NO3)2 – 14%.

С учетом содержания влаги в солях определяем расход солей для приготовления 1м.куб. жидкости глушения.

Определяем обьем скважины из условия, что толщина стенки ЭК –7,7мм

Находим потребное количество материалов для приготовления 38,83 м3. жидкости глушения

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2

Таблица – Результаты расчета

Материал | Расход материалов на 1м3 рассола, кг | Расход солей для приготовления 1м3 , кг | Потребное количество материалов для приготовления 38,83 м3 жид глушения, кг |

CaCl2 | 294,18 | 367,73 | 14278,96 |

Ca(NO3)2 | 310,83 | 361,43 | 14034,33 |

H2O | 505,1 | 380,96 | 14794,68 |

Примечание: объем жидкости глушения указан без учета коэффициента потерь (К=1,1)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технология промывок скважин посредством

ГНКТ

Закачка азота через гибкую насосно-компрессорную трубу является широко используемым методом для разгрузки скважины. Циркуляцию азота через гибкую трубу можно проводить на различных глубинах для «плавной» и эффективной разгрузки при заранее определенных давлениях на забое. Программа работ по разгрузке скважины включает определение скорости закачки азота, глубины спуска гибкой НКТ, общего необходимого объема азота и продолжительности работы. Необходимая информация для планирования операции включает: давление в пласте, возможный дебит, свойства добываемой жидкости, свойства первоначальной жидкости скважины, состояние ствола скважины. Успешное и оптимальное проведение работы должно дать возможность вывести скважину на режим добычи с минимальными затратами времени и использованием минимального объема азота.

Подъем жидкости с использованием азота является относительно простой работой, которая может быть реализована при наличии оборудования (комплекса ГНКТ) и азота. Подъем жидкости с азотом можно начинать на любой стадии во время проведения работ с ГНКТ, что делает работу привлекательной для скважин, в которых ожидается вынос незакрепленного проппанта после завершения промывки скважины и во время работы УЭЦН.

После вымывания песка или проппанта из скважины с использованием азотосодержащей жидкости или пены гибкая НКТ поднимается до уровня выше посадки пакера. Закачка жидкости через насосы прекращается и через гибкую НКТ прокачивается только азот, что приводит к значительному понижению давления в забое скважины. Закачка азота продолжается до тех пор, пока большая часть незакрепленного «проппантом» песка не выпадет в забой. Затем этот песок вымывается из скважины с использованием гибкой НКТ.

Расчеты, основанные на данных обычной скважины, показывают, что можно достичь забойного давления 95-100 атмосфер с использованием гибкой НКТ 1 ½ дюйма (38 мм) и 3-дюймовой (78 мм) колонны НКТ. Это значение близко к значению при работе с ЭЦН, когда давление находится в пределах 50-70 атмосфер. Фактическое давление в забое будет зависеть от конкретных свойств пласта и объема жидкости, оставленной после гидроразрыва пласта. Жидкость ГРП (солевой раствор) будет отработана в первую очередь, что может привести к повышению давления забоя до 110 атмосфер. Затем давление на забое будет снижаться. Оптимальная скорость закачки азота при обычных условиях составляет 22 куб.м/мин., что соответствует потреблению жидкого азота в 2 куб. м/час.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП

* Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для личного состава бригады перед началом работ;

* Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости от компоновки низа колонны (КНБК);

* Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через каждые 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с учетом плавучести трубы;

* Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного забоя на максимальной подаче насоса;

* По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется наиболее продолжительный способ);

* Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота, поддерживая производительность примерно 50 куб.м/час;

* Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;

* Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;

* Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.

* Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов. Регулярный отбор проб жидкости для определения концентрации механических примесей. Данные последних 12 часов исследования могут быть полезны для оценки производительности скважины после ГРП и для подтверждения расчета основного размера ЭЦН;

Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в час.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Рисунок 2 - Ожидаемый вынос мехпримесей на поверхность во время промывок

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

()