Данные о скважине

Эксплуатационная колонна-146 мм;

Толщина стенки э/к- 7,7 мм;

Текущий забой-1585 м;

Искусственный забой — 1591 м;

Пластовое давление — 110 атм.

Вертикальная отметка пласта — 1500 Интервалы перфорации:

1542,8,0−1544,0; 1547,0−1549,0; 1551,5−1553,0 м.

ЭЦН-80×1300 на НКТ-73мм 1500 м (150шт) Давление опрессовки эксплуатационной колонны — 80 атм.

Муфты эксплуатационной колонны, м: 1185,0 ;1196,0; 1207, 0; 1218, 0; 1229,0; 1240,0; 1251,0; 1262,0; 1273,0; 1284,0; 1295,0; 1306,0; 1317,0; 1328,0; 1339,0; 1350,0; 1361,0; 1372,0; 1383,0; 1394,0; 1405,0; 1416,0; 1427,0; 1438,0; 1449,0; 1460,0; 1471,0; 1482,0; 1493,0; 1504,0; 1515,0; 1526,0; 1537,0; 1548,0; 1559,0; 1570,0.

Цели капитального ремонта: устранение не герметичности обсадной колонны.

Dэк = 130,6 мм — внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

Н = 1585 м — текущий забой; dBH = 62 мм — внутренний диаметр НКТ;

L = 1500 м — длина подвески НКТ с хвостовиком;

H1 = 85 м — расстояние от текущего забоя до подвески насоса;

Н 2 = 42,8 м — расстояние от подвески до верхнего интервала перфорации.

1. Подготовительные работы. Перед выполнением работ необходимо ознакомиться с планом работ по капитальному ремонту. Произвести подвоз необходимого оборудования по предварительно составленному плану дорог: технических НКТ, ёмкостей для жидкости глушения, пакеров, противовыбросового оборудования, подъемного агрегата достаточной мощности. Передислокация оборудования и ремонтной бригады. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.

Расстановка оборудования на устье скважины.

Подготовка устья скважины. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин.

Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности.

Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина — заглушена.

Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами госгортехнадзора.

Демонтируем устьевую арматуру ЭЦН. Монтируем ПВО, проводим опрессовку на 30 атм. В течение 5 минут.

Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата. Производят монтаж передвижного агрегата.

Расставляют оборудование.

Производят монтаж мачты.

Подготовка труб Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).

Компоновку колонны технических НКТ осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52 203−2004, с замками по ГОСТ 5286–75 в зависимости от диаметров обсадных колонн.

Глушение скважины. Перед проведением работ скважину необходимо заглушить во избежание фонтанирования или нефтегазопроявления. Так как продукция скважины содержит сероводород, то необходимо добавить нейтрализаторы сероводорода.

Требования к жидкости глушения:

Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы.

Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом. скважина нефтепромысловый устьевой Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, поверхности коллектора нетоксичной.

Так как пластовое давление (Р- 150атм) превышает гидростатическое (Ргид = 140,2 атм), то перед проведением ремонтных работ скважину необходимо заглушить.

Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле:

ржг = 1,05 х Рпл / ВОП х 9,8×10*-6, кг/м 3, (1).

где:

Р — пластовое давление. Мпа.

ВОП — расстояние от устья скважины до верхних интервалов перфорации по вертикали, м.

1,05— коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания.

Отсюда получаем ржг 1,05×150/1500×9,8×10−6= 1 071, 3 кг/м^З или 1,071 гр/см^З. Далее необходимо рассчитать объем жидкости глушения. Объем жидкости глушения складывается из внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема металла НКТ:

vжг — (VэкVнкт)* 1,1; м ³ (2).

Vэк = (рх D2/4) X Н~.

внутренний объем эксплуатационной колонны, м Н — глубина скважины по стволу, м; D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

1,1 — коэффициент запаса.

Таким образом, получаем = (3,14×130,62/4) х 1585= 21,22 м ^3.

V = (VhktI — Vhkt2), м 3 (3).

где:

V — объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м ³

VhktI = (рх D'2/4) х Н объем, занимаемый НКТ D' - внешний диаметр НКТ;

Н — длина подвески НКТ.

VHKT2= (рх D" 2/4) х н внутренний объем НКТ D" - внутренний диаметр НКТ;

Н — глубина подвески НКТ.

Подставив все значения, получаем, что V = 1,71 м ³.

Таким образом, общий объем жидкости глушения получается V жг = (21,22 — 1,71)* 1,1 = 21,461 м ³.

Глушение скважины производим в 1 цикл, т.к. расстояние от ГНО до забоя скважины не превышает 150 м.

Закачка жидкости глушения прекращается после того как на поверхности из скважины выходит только жидкость глушения.

Поднимаем ЭЦН-80×1300 (1500м) 150шт, с протаскиванием кабеля и замером поднятого ГНО.

Производим работу методом ГИС с целью определения интервалов негерметичности обсадной колонны ГИС определило, что на уровне 1520 обсадная колонна негерметична.

Шаблонирование и скребкование скважины Для сокращения потенциальных проблем при спуске и посадке пакера необходимо предпринять ряд мер для свободного прохождения и посадки пакера в обсадной колонне.

Производим шаблонирование колонны, для этого спускаем компоновку НКТ с замером и шаблонированием скважины: перо (1м), шаблон Д= 122 мм, длина 400 мм; НКТ 73 мм до текущего забоя.

Для очистки стенок скважины от различных отложений необходимо провести скреперование. Для этого спускаем компоновку НКТ: перо (1м), СК-146, НКТ 73мм-10м, опрессовочный клапан, НКТ 73 мм и проводим скребкование эксплуатационной колонны в интервале 1520,0−1530,0 м, обратной промывкой и проработкой 5 раз расходом жидкости 8 л/с.

Далее проводим скребкование в интервале 1540−1550м.(1542,8−1544,0).

Механический скрепер.

Промываем скважину обратной промывкой, объем промывочной жидкости должен быть не менее 22 м^З.

Кидаем шар и опрессовываем НКТ на 150 атмосфер. Далее поднимаем компоновку.

Во время подъема компоновки обязательно доливать скважину.

Проводим опрессовку эксплуатационной колонны, Для этого спускаем на глубину 1500 метров пакер ПРО-ЯМО — 118, устанавливаем его и спрессовываем эксплуатационную колонну на 80 атмосфер, Убедились, что эксплуатационная колонна герметична.

Скорость спуска оборудования при СПО должна быть не более 0,25 м/с, а при расстоянии до забоя за 200 м скорость снижается до 0,1 м/с, Спуск инструмента производить только на НКТ диаметром не менее 73 мм, Это связано с тем, чтобы можно было эффективно проводить ловильные работы в случае аварии.

Проводим ГИС по отбивке репер-патрубка для более точного нахождения метража спущенного оборудования.

Пакер механический.

По данным ГИС срываем пакер и спускаем ниже интервала негерметичности обсадной колонны на 5 метров и производим посадку пакера.

Определяем приемистость изолируемого объекта.

При приемистости 1.6м³ куб/ч, приготавливаем тампонирующий раствор в объёме-2м³ куб/ч.

В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

Vэк = (П х D*2/4) X Н~.

внутренний объем эксплуатационной колонны, м Таким образом, получаем = (3,14×130,6*2/4) х 1525= 20,41 м ³.

V = (Vэк — VHKT)=14,11 м ³VHKT =6,3 м ³

• 14,11−2=12,11 м 3-объём доводимой жидкости.
• 2 м 3-объём продавочной жидкости.

Закачиваем готовый раствор через затрубное пространство с помощью агрегата ЦА-320, доводим техводой в объёме 12,11 м ³.

Закрываем трубное пространство, и начинаем продавливать раствор в интервал негерметичности техводой объёмом не менее 2 м ³

При продавливании давление не превышаем выше давлания опрессовки эксплуатационной колонны.

Срываем пакер, вымываем оставшийся раствор обратной промывкой техводой (круговой циркуляцией) до выхода чистой воды.

Поднимаем пакер выше интервала заливки на 100 м выше.

Закрываем скважину и оставляем на ОЗЦ 24ч.

Проводим опрессовку эксплуатационной колонны, Для этого спускаем на глубину 1525 метров пакер П-ЯМО — 118, устанавливаем его и спрессовываем эксплуатационную колонну на 80 атмосфер, Убедились, что эксплуатационная колонна герметична.

Производим срыв и спуск пакера на глубину 1544.0 (нижний интервал перфорации).

Садим пакер и после определения приемистости пласта, срываем пакер.

Кислотная обработка скважины Выбор и расчет количества кислоты. Обрабатываемый интервал представлен карбонатными коллекторами порового типа с проницаемостью 102−181 мД. Обработка будет производиться 12% раствором соляной кислоты. Согласно представленной таблицы на 1 метр продуктивного пласта будет использовано 1 м ³ 12% раствора кислоты.

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта — коллектора и количества обработок.

Проводим обработку интервала 1542,8−1544,0 м; Общая толщина составляет 1,2 метра.

Расход кислоты:

1*1 = 1 м ³

Vэк = (П х D*2/4) X Н~.

внутренний объем эксплуатационной колонны, м Таким образом, получаем = (3,14×130,6*2/4) х 1544= 20,67 м ³.

V = (Vэк — VHKT)=14,22 м ³

VHKT =6,45 м ³

• 14,22−1=13,11 м ³-объём доводимой жидкости.
• 1 м ³-объём продавочной жидкости.
• 1 м ³-объём кислоты.

Закачиваем кислоту через затруб, доводим техводой в объёме 13,11 м^3, садим пакер и начинаем продавливать в пласт кислоту объёмом не менее 1 м³.

Следим за давлением.

Извлекаем компоновку и оставляем скважину на реакцию. Пластовая температура выше 30 °C, значит, время выдержки кислоты на реакцию составит 1,5 часа. После спускаем технические НКТ и осуществляем промывку скважины.

Объем жидкости при промывке скважины состоит из отреагировавшей кислоты и объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ.

Vпром=31,0.

Поднимаем пакер и спускаем ЭЦН. Спуск ГНО Спустить ГНО согласно доп. плана работ. Опрессовать насос. Вызвать подачу. Собрать и пропарить арматуру. Сдать скважину представителю заказчика.

Используемая техника и средства:

Азинмаш-ЗОА Автоцистерна 4ЦР ЦА-320.

Азинмаш-ЗОА Для транспортировки, смешивания и производства соляно кислотных обработок ПЗП применяют агрегат Азинмаш-ЗОА, смонтированный на шасси грузового автомобиля КрАЗ-257. На агрегате установлены трехплунжерный насос и цистерна, покрытая резиной, вместимостью 6 м^З. Кроме того, на автоприцепе помещена цистерна вместимостью до 7 м^З. Производительность плунжерного насоса 2,5 л/с при давлении 50МПа и 17,5 л/с при давлении 7,6МПа.

Автоцистерна 4ЦР Автоцистерна используется для перевозки кислот в качестве запасной ёмкости. Классические автоцистерны для питьевой воды производятся из нержавеющей стали или дюралюминия (пригодных для взаимодействия с пищевыми продуктами марок). Автоцистерны для перевозки технической воды, неагрессивных технологических растворов могут изготавливаться также и из чернолистового металла, т.к. требования к чистоте технической воды обычно ниже, чем к питьевой. Автоцистерны для воды или продуктов чаще всего имеют один (реже два-три) отсек, оборудованный волноломами. Загрузка автоцистерны осуществляется через верхние наливные горловины.