Существует насколько методов борьбы с выносом песка:
1).Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком.
Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение;
2).Монтаж ЭЦН с пескоотделителем.
Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель ЭЦН и предохраняет его от разрушения. Метод легкий в смысле монтажа и стоимости дополнительного оборудования. Не решает проблему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Фирма-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей;
3).Монтаж насоса –«жертвы».
Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта;
4).Установка гравийного фильтра в забое скважины.
Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны;
5).Сваббирование скважины и создание большой депрессии.
Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать;
6).Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ.
Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после заканчивания скважина начинает давать продукцию.
Выводы и рекомендации
1. Эффективность технологии гидравлического разрыва скважин подтвердилась в результате проведенных исследований.
2. Рентгенографический анализ показывает, что большую часть механических примесей в скважине составляют частицы кварца.
3. Основной причиной отказа ЭЦН являются механические примеси, а не проппант.
4. Средняя продолжительность работы ЭЦН из-за проблем с выносом механических примесей составляет 60 дней.
5. Проблемы с отказом ЭЦН из-за механических примесей уменьшаются с течением времени.
6. Следует устанавливать узлы отделения механических примесей на всех спускаемых ЭЦН.
7. Рекомендуется проводить специальные виды каротажа для мониторинга ситуации в стволе скважины. 8. Для минимизации выноса проппанта и других механических примесей следует производить промывку скважины после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с использованием различных жидкостей, а также закачку азота.
II.4. Традиционная технология промывки скважин установкой КРС
За период проведения операций по гидроразрыву пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (включая ГРП, произведенные предприятиями «Юганскфракмастер» и «Интрас», с 1989 по 1999 г.г. и компанией «Шлюмберже» с декабря 1999 г. по настоящее время) промывка скважин после ГРП осуществлялась в основном станками КРС.
Так называемый «цикл ГРП» состоял из следующих этапов: 1).Подготовка скважины к ГРП – 2). ГРП (гидроразрыв пласта) – 3). Освоение: промывка ствола после ГРП, спуск ЭЦН - или «КРС – ГРП – КРС».
Ниже приводится порядок действий по очистке забоя и ствола скважины от проппанта и механических примесей с использованием традиционной установки КРС, а также хронология производства работ и анализ затрат.
После проведения ГРП в колонне НКТ остается некоторое количество проппанта. Информация об этом, с указанием объема, должна быть предоставлена сразу после проведения ГРП. В случае невозможности безопасного срыва пакера из-за большого объема проппанта, необходимо промыть колонну НКТ. В этом случае необходимо провести следующие операции:
1. Закрыть задвижки на крестовине фонтанной арматуры.
2. Установить на задвижку высокого давления переводник с манометром, записать давление в трубках, при необходимости стравить жидкость в емкость.
3. Смонтировать подъемник и бригадное оборудование.
4. Собрать устьевое оборудование.
5. Подготовить и спустить КНБК (компоновка низа колонны –
прим. автора).
6. Определить верх песчаной пробки в подвеске ГРП;
7. Приподнять колонну труб на одну трубу, установить промывочную головку с вертлюгом;
8. Собрать нагнетательную линию от насосного агрегата до отвода на “столе-тройнике“, обратную линию от блока долива до НКТ (обязательна обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);
9. Вызвать циркуляцию и осторожно достичь верха песчаной пробки;
10. Промыть скважину до очистки зоны непосредственно под пакером, контролировать выход песка.
11. Поднять колонну НКТ. Приступить к срыву и подъему пакера.
Промывка ствола скважины
Перед запуском скважины ее необходимо промыть до искусственного забоя:
1. Спустить необходимое количество НКТ.
2. Определить осторожно верх песка;
3. Собрать нагнетательную линию от насосного агрегата до затрубного пространства и обратную линию от НКТ до блока долива (предпочтительна обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);
4. Вызвать циркуляцию и начать промывку;
5. Промыть скважину до искусственного забоя;
6. Убедиться, что скважина стабильна.
7. Демонтировать промывочное оборудование. Поднять подвеску НКТ.
При невозможности промыть скважину из-за сильного поглощения раствора (на скважинах с низким пластовым давлением), допускается на время промывки снижать удельный вес раствора. При этом после окончания промывки, до подъема инструмента, необходимо произвести замену раствора промывки на раствор необходимого удельного веса.
Примерная хронология основных технологических
операций цикла ГРП:
Так как промывка ствола и призабойной зоны скважины является частью программы оптимизации скважины с помощью ГРП, т.е. частью целого цикла ГРП, то общее время выполнения работ в течение цикла в настоящее время составляет в среднем 16 суток и состоит из следующих этапов:
·Подготовка к ГРП (включая время на переезд) 5 сут.
·Проведение ГРП 1 сут.
·Промывка после ГРП 6 сут.
·Монтаж и спуск ЭЦН 1 сут.
·Выведение скважины в режим добычи 3 сут.
II.4.2. Расчет сметной стоимости капитального ремонта скважин по программе «Подготовка скважины к ГРП и освоение после ГРП»
Анализ затрат 1 бригады КРС на ремонт 1 скважины в течение цикла ГРП приведен в таблице 4.
Примечание: Приводимые ниже данныеприблизительноотражаютсредние затратыбригады КРС, работающей в системе ОАО «Юганскнефтегаз».
Таблица 4 «Затраты установки КРС на подготовку и освоение»
Выводы
Выполнение промывок традиционным способом требует значительного количества времени. Так как промывка ствола скважины от проппанта и механических примесей, выносимых из пласта, является только частью общего «цикла ГРП» («оптимизация работы скважины с помощью проведения гидравлического разрыва пласта»), то мы приводим общее время работы установки КРС на скважине в течение всего цикла. Опыт выполнения подобных операций показывает, что для 1 бригады КРС и 1 бригады ГРП «Шлюмберже» на это требуется в среднем 16 суток, из них в среднем 6 суток – на промывку (от 5 до 10 суток в различных случаях).
Эффективность работы бригад КРС местных сервисных компаний значительно ниже. На выполнение промывки они затрачивают в среднем 10 суток (от 8 до 12 суток). Стоимость их работы – ок. 440 000 рублей.
Как показывает исследование проблем, имеющихся на скважинах после проведения ГРП, до 40% отказов ЭЦН происходит по причине выноса незакрепленного проппанта, либо выноса других твердых частиц (кварц и прочие). Следовательно, очистка механических примесей традиционным способом производится недостаточно качественно.
Данная технология занимает много времени, приводит к тому, что большое количество промывочной жидкости поглощается в пласт, которая впоследствии выносится вместе с остатками геля и механическими примесями и наносит вред электропогружным насосам.
Повреждение насосов приводит к дополнительным затратам на их смену и потере дополнительной добычи. Минимизация количества отказов ЭЦН вследствие улучшения качества и скорости очистки от мехпримесей могла бы принести значительный экономический эффект.
III. Проектная часть
III.1. Спектр услуг ГНКТ в современной мировой нефтедобыче
Решения руководителей современной нефтяной промышленности определяются несколькими ключевыми факторами, такими как эффективность, гибкость, производительность, экология. Но наиболее важным фактором остается экономичность проектов и технологий.
Сервисная компания «Шлюмберже» предлагает своим клиентам технологию гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), важнейшим качеством которой является именно экономичность. ГНКТ помогает уменьшить расходы, т.к. зачастую устраняет необходимость использования дорогостоящих станков КРС. (прим. - на Западе услуги установок КРС стоят очень дорого)
Услуги ГНКТ являются быстрыми и эффективными – скважина возвращается в действующий фонд с минимальной потерей времени.
Компания «Шлюмберже» предлагает экономичную альтернативу многим традиционным методам нефтедобычи -–от бурения до заканчивания скважин.
ГНКТ – это автономная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую НКТ в эксплуатационную НКТ или в обсадную трубу скважины. Технология ГНКТ может применяться в наземной и морской нефтедобыче и не требует отдельного станка КРС. ГНКТ можно применять на добывающих скважинах, она позволяет вести закачку рабочих жидкостей или азота во время спуска трубы.
Апробированные сервисные услуги ГНКТ для вертикальных, горизонтальных и направленных скважин включают:
·Бурение
·Каротаж и перфорация
·Вытеснение жидкостей
·Борьба с песком
·Повторное цементирование
·Установка и удаление цементных мостов
·ГНКТ как выкидная линия
·Ловильные работы
·Работа с пакерами
·Стимулирование
·Ликвидация парафиновых пробок
·Промывка забоя
Бурение
Бурение посредством ГНКТ все чаще становится альтернативой традиционному бурению. Применяется для разведочных скважин, углубления существующих стволов скважин и бурения горизонтальных отводов из вертикальных стволов скважин. Преимущества ГНКТ включают:
·Экономичность – не требуется буровая установка, сокращаются время работы и затраты;
·Меньше повреждается пласт – бурение производится при пониженном гидростатическом давлении;
·Меньше время бурения – нет необходимости соединять бурильные трубы;
·После бурения та же самая ГНКТ применяется для заканчивания скважины;
·Компактность – объем оборудования в десять раз меньше традиционной буровой установки;
·Экологичность – ГНКТ уменьшает риск утечки жидкостей, меньший размер долота означает меньший объем добытого шлама и расходы на его утилизацию.
Каротаж и перфорирование
·ГНКТ позволяет вести непрерывный каротаж всего интервала;
·Применяется полный диапазон приборов каротажа;
·Быстрые спуско-подъемные операции (СПО) на заданной скорости и точная доставка инструмента на место замеров;
·Продолжительная циркуляция жидкостей позволяет получить данные о дебите скважины и контролировать давление и температуру;
·Каротаж в действующей скважине;
·Все электрические соединения каротажных приборов делаются на поверхности.
·Перфорирование в вертикальных скважинах;
·Перфорирование при пониженном гидростатическом давлении увеличивает приток жидкости из пласта и уменьшает повреждения;
·Перфорирование в горизонтальных отводах скважин, где традиционные методы практически бессильны.
Вытеснение жидкостей
Методы вытеснения жидкостей для вызова притока включают применение азота. Эффективность и экономичность - установленный факт при использовании таких методов, как:
·Газлифт и струйная промывка для вызова притока;
·Пенистые жидкости – улучшают вымывание твердых частиц из забоя со сложным профилем;
·Закачка азота для уменьшения гидростатического давления во время циркуляции и бурения.
Борьба с песком
ГНКТ предлагает значительные преимущества для контроля песка. Способность установить КНБК (компоновка низа буровой колонны) непосредственно в зоне перфорации позволяет практически сразу начать подъем песка. С помощью смолистых материалов возможно установить пробку в зоне перфорации и прекратить попадание песка в ствол скважины. Затем пробка разбуривается, проводится новая перфорация и скважина возвращается в число действующих.
Повторное (исправительное) цементирование
Испытанная альтернатива традиционным станкам КРС. Излишний приток воды можно уменьшить путем перекрытия каналов и изоляции непродуктивных зон перфорации. ГНКТ успешно использовался для закачки цемента на глубину до 5 791 метра.
ГНКТ как выкидная линия
Стремительно растет популярность использования гибкой НКТ в качестве выкидной линии к сепаратору на морских платформах и наземных скважинах. Преимущества:
·Безопасность – существенно уменьшает опасность разлива жидкостей, что особенно важно в экологически чувствительных участках;
·Скорость монтажа линии.
Ловильные работы
ГНКТ может проводить ловильные работы в вертикальных, горизонтальных и наклонно-направленных скважинах. Преимущества:
·Циркуляция различных жидкостей, включая азот и кислоту, под высоким давлением для промывки или растворения песка, бурраствора, накипи и других твердых частиц поверх улетевшего инструмента;
·Большие крутящие моменты для доставания инструмента из вертикальных или направленных скважин, что слишком тяжело для станка КРС;
·Одновременная циркуляция и работа по извлечению инструмента;
·Извлечение инструмента под давлением в действующей скважине без необходимости глушить скважину.
Работа с пакерами
Усовершенствование технологии пакеров позволяет использовать ГНКТ для селективных обработок пласта. Основным преимуществом является устранение использования станка КРС. Другими преимуществами являются:
·Селективный интервал обработки;
·Пакера используются для нескольких обработок (до пяти работ).
Стимулирование
ГНКТ – самый эффективный метод доставки рабочих жидкостей в интересующую зону. Использование ГНКТ предохраняет рабочую НКТ от воздействия рабочих жидкостей и позволяет избежать загрязнения кислоты осадками и частицами из рабочей НКТ. Через ГНКТ можно закачивать ингибиторы парафина и коррозии. В длинных горизонтальных отводах скважин (до 1 000 м) ГНКТ может дойти до конца участка и начать медленный отход назад, одновременно закачивая кислоту. После обработки ГНКТ можно использовать для промывки азотом, чтобы быстрее очистить скважину.
Промывка песка
Возможно наиболее частое применение ГНКТ – это удаление осадков и частиц из ствола скважины. Один из таких методов – промывка песка – эффективно применяется в вертикальных, горизонтальных и наклонных скважинах. Преимущества:
·Обеспечивает постоянную циркуляцию и контроль;
·Удаляет разнообразные виды осадков и твердых частиц;
·Использует специальные инструменты, увеличивающие эффективность промывки;
·Позволяет применять жидкости, учитывающие условия пласта, ствола, рабочей колонны, а также особенности частиц;
·Позволяет комбинировать методы промывки, стимулирования и азотного лифта.
Окружающая среда
Компания «Шлюмберже» всегда бережно относилась к окружающей среде в местах производства работ. Услуги комплекса ГНКТ продолжают эту традицию и предлагают следующие преимуществапо сравнению с традиционными буровыми установками:
·ГНКТ использует намного меньше оборудования;
·Меньше объем буровых жидкостей;
·Меньше уровень шума;
·Небольшой визуальный профиль относительно мачты буровой вышки;
·Меньше ущерб для местных дорог, т.к. ГНКТ требует в десять раз меньше оборудования для транспортировки;
·Меньше объем бурового шлама подлежащего утилизации.
По сравнению с традиционными станками КРСуменьшается опасность разлива жидкостей (при подъеме из скважины и укладке отдельных НКТ). ГНКТ также предусматривает протирание внешних стенок гибкой трубы при подъеме из скважины.
В качестве выкидной линии ГНКТможет применяться там, где традиционные трубопроводы могут причинить большой вред окружающей среде – болота, заболоченные участки, заповедники и т.д.
III.2. Опыт применения технологии ГНКТ компании «Шлюмберже» в Западной Сибири.
Компания “Шлюмберже” приступила к выполнению сервисных услуг комплексом ГНКТ для ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с января 2000 года. В течение стартового периода проекта: с января по апрель 2000 г. были проведены работы на 50 скважинах. Опыт работы с ОАО «Ноябрьскнефтегаз» позволяет теперь компании определить качество, стоимость и диапазон сервисных услуг ГНКТ относительно условий Западной Сибири. Ниже приводится краткий анализ технических и экономических аспектов работ с ГНКТ по упомянутому проекту.
ОАО «Ноябрьскнефтегаз» - нефтедобывающее предприятие компании «Сибнефть» - располагает 17 месторождениями нефти и газа, находящимися в районе города Ноябрьска (Ямало-Ненецкий автономный округ). Суммарная суточная добыча ОАО «ННГ» в марте 2000 г. составляла 40 тыс. тонн в сутки из порядка 4 тысяч действующих эксплуатационных скважин.
Комплекс ГНКТ в основном применялся на Вынгапуровском месторождении ОАО «ННГ».
Традиционно работы по ремонту и восстановлению скважин производятся с помощью установок КРС. Хотя установка ГНКТ не может соперничать с комплексом КРС в производстве определенных операций (например, там, где требуется повышенная продольно-осевая нагрузка, используются насосы иного типа, чем ЭЦН), ГНКТ может быть очень эффективной технологией в случае тщательного подбора скважин-кандидатов.
До настоящего времени до 95% работ ГНКТ в Западной Сибири (ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», НК «Сургутнефтегаз» и др.) сводились к удалению гидратных/парафиновых пробок, вытеснению жидкостей, закачке азота и промывке скважин.
