ООО "БИОХИМ", 192019, Санкт-Петербург, ул. Седова д. 11, лит. А, ТОЦ 'Эврика', офис 909.
тел.: +7 812 380-8205
т./ф.: +7 812 380-8206
e-mail: info@biohim.ru
о компании / о коррозии / библиотека / методы защиты / продукция / контакты/ области применения
Главная страница   Главная
ООО   ООО "БИОХИМ"
новости   новости
информация о коррозии   о коррозии
библиотека   библиотека
методы защиты   методы защиты
продукция   продукция
контакты   контакты
фотогалерея   фотогалерея
области применения   области применения
faq   faq
Библиотека




Игнатьев Михаил По материалам беседы с РИФКАТОМ РАХМАНОВЫМ, заместителем генерального директора ОАО "Т ХИРУРГИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН. // Нефтегазовая вертикаль (Москва).- 05.09.2003.- C.100-103
Вернуться в алфавитный список статей
Вернуться в тематический список статей

Текст публикации:

Капитальный ремонт скважин (КРС) является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения. На поздней стадии разработки КРС имеет особое значение. Сегодня порядка 30-35% всех скважин ОАО "Татнефть" имеют возраст более 40 лет. В условиях резкого увеличения доли "тяжелых" ремонтов в последние годы усиливается специализация ремонтных бригад и освоение новых перспективных технологий капитального ремонта. Роль капитального ремонта в обеспечении плановых уровней добычи будет повышаться из года в год. Главную задачу КРС - поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых скважин - решает Управление КРС и ПНП ОАО "Татнефть".

О капитальном ремонте скважин речь заходит в тех случаях, когда обнаружены неполадки в продуктивном горизонте, призабойной зоне, повреждены конструктивные элементы скважины. Во время КРС устраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируются заколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищается призабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты, ликвидируются аварии внутрискважинного оборудования. Самым общим показанием к ремонту добывающей скважины является уменьшение ее дебита, а нагнетательной - снижение приемистости.

Не уделяя должного внимания капитальному ремонту скважин, одной из составляющих которого является применение методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), невозможно добиться эффективной добычи нефти. Нацеленность компании на бережное обращение с месторождениями и сохранение нефти для будущих поколений определяет и соответствующее отношение к проведению КРС.

Капитальный ремонт включает 13 отдельных видов ремонтных работ - от геофизического исследования скважины до ее физической ликвидации. КРС можно разделить на несколько базовых направлений. Первым из них является герметизация эксплуатационной колонны, в процессе которой осуществляется ликвидация повреждений колонны - отверстий, трещин и т.д. Второе направление - водоизоляционные работы, обеспечивает снижение затрат на добычу нефти за счет уменьшения добычи попутной воды и соответствующего увеличения добычи нефти. Еще одним важнейшим направлением КРС является стимуляция скважин. В процессе эксплуатации происходит загрязнение призабойной зоны пласта частицами, поступающими из самой скважины (пласта) и попадающими сверху во время эксплуатации и ремонта, продуктами коррозии эксплуатационной колонны и т.д. Стимуляция обеспечивает нормальное сообщение пласта со скважиной. Она производится химическими (в основном воздействие кислотами или растворителями различных отложений) и физическими методами. Наконец, четвертое направление посвящено ликвидации внутрискважинных осложнений, связанных с авариями оборудования.

В ОАО "Татнефть" обеспечением работ по капитальным ремонтам скважин занимается Управление КРС и ПНП. Оно работает в тесном взаимодействии с другими службами компании, среди которых Управление МУН и геологические подразделения (определяют методы и технологии ремонта для конкретных скважин); супервайзерская служба, которая была централизована в 2002 году и обеспечивает контроль качества КРС; институт "ТатНИПИнефть", разрабатывающий новые технологии капремонта. Управление "Нефтехимсервис" реализует многочисленные технологии ПНП. Непосредственной реализацией традиционных направлений КРС заняты три специализированных ремонтных подразделения - Альметьевское, Азнакаевское и Лениногорское управления ПНП и КРС.

Альметьевскому УПНП и КРС 1 июля 2003 года исполнилось 30 лет. Сегодня специалисты Управления владеют практически всеми существующими технологиями ремонта скважин, а также способами повышения нефтеотдачи пластов. Альметьевское УПНП и КРС проводит ежегодно свыше 800 ремонтов скважин на промыслах НГДУ "Альметьевнефть", "Елховнефть", "Ямашнефть", "Заинскнефть". За всю свою историю коллектив Управления отремонтировал 30640 скважин, что обеспечило дополнительную добычу более 20,5 млн тонн нефти.

В последние 5 лет значительно увеличилась доля "тяжелых" ремонтов, к которым относятся герметизация эксплуатационных колонн, ликвидация аварий и осложнений, отключение пластов, увеличение производительности добывающих и нагнетательных скважин. Прибавьте сюда тот факт, что двух одинаковых скважин не бывает - у каждой свои "болячки" и "загадки". Естественно, необходимость индивидуального подхода значительно повышает сложность ремонта. Поэтому специалистов по КРС часто называют хирургами скважин, хотя в отличие от хирургов работают они вслепую и на большой глубине.

Герметизация эксплуатационной колонны

Прежде чем герметизировать колонну, надо сначала найти поврежденный участок. Данное направление КРС является достаточно проблемной областью, прежде всего, из-за отсутствия оборудования, которое бы позволило "залезть" в колонну и увидеть повреждения эксплуатационной колонны. Геофизики определяют место повреждения за счет изменения температурного режима. Их метод основан на том, что после извлечения оборудования скважина полностью заполняется жидкостью и происходит выравнивание температурного режима. При утечке жидкости через поврежденный участок температура изменяется. Другим вариантом является применение расходомера. Но 100%-ного метода нахождения поврежденных участков нет еще ни у кого в мире. На Западе есть более совершенные приборы, но они очень дорогие - их стоимость достигает $1 млн. К тому же такие геофизические приборы, как, например, дорогостоящие скважинные акустические телевизоры, показывают только уже образовавшееся отверстие в колонне. А места потенциальных пробоин, где остается корка толщиной 2-3 мм, с их помощью увидеть нельзя. Такие приборы требуют и специальной подготовки скважины, которая должна быть идеально чистой. Поэтому успешность работ по определению участков повреждения эксплуатационных колонн во многом зависит от человеческого фактора, и специалисты "Татнефти" находятся в поиске более эффективных методов.

Одним из самых надежных методов локализации поврежденных участков на сегодняшний день является применяемый специалистами "Татнефти" метод опрессовки скважин. В компании разработано уникальное оборудование - устройство для поинтервальной опрессовки колонн. Сначала с помощью спускаемого на кабель-канате, так называемого пакера Камильянова (его разработчиком является Тимербай Камильянов, ведущий инженер-конструктор Альметьевского УПНП и КРС), выполняется поинтервальное пакерование, после чего производится поинтервальная опрессовка. При этом нарушения герметичности эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах определяются методом создания давления (скажем, 100 атм.), а в добывающих - наоборот, методом снижения уровня (на приток).

Что касается самих технологий ремонта, в "Татнефти" применяется целый ряд новых методов и материалов. Например, в компании работает уникальное оборудование для установки металлических "пластырей" в интервалах нарушения целостности эксплуатационных колонн. С помощью спускаемого "пластыря", представляющего собой мягкую трубу "в гармошку", расширяемого в поврежденном интервале, закрываются поврежденные участки колонны. Если одна труба имеет длину 15 метров, то с помощью сборных перекрывателей можно закрывать участки колонны длиной 100-200 метров, напоминающие до ремонта решето. Пока данная технология находится в стадии промышленных испытаний и доработки. Но уже сегодня можно говорить о том, что с ее помощью обеспечивается экономия цемента, обсадных труб, при этом время ремонта сокращается в 4-14 раз. Вдобавок многократно возрастает срок службы отремонтированного интервала и достигается местное усиление крепи скважины.

При герметизации колонн используются также "летучки" -трубы меньшего диаметра. которые спускаются на поврежденные участки и цементируется. В ТатНИПИнефти разработано нецементируемое съемное оборудование, в котором герметизация обеспечивается за счет армирования резиной. Когда по истечении определенного периода времени резина начинает "пропускать" жидкость, в скважину спускается резак-ловитель, который одновременно режет и извлекает "летучку". В целях герметизации применяются также пакер-гильзы, которые устанавливаются между НКТ и эксплуатационной колонной. Надежных отечественных пакеров сегодня не хватает, поэтому ремонтники "Татнефти" работают в основном с импортными.

Кроме цемента для герметизации используются и другие материалы, разработка и испытание которых ведется постоянно. Среди них - #кремнийорганические продукты, высокомодульное и гибкомодульное жидкое стекло, различные смолы. В настоящее время для данных целей прорабатывается метод использования ГПТС (гидрополимерного тампонажного состава).

ВИР

В условиях, когда обводненность большинства скважин "Татнефти" превышает 80%, нет нужды объяснять актуальность проведения водоизоляционных работ (ВИР). После того как геофизики определяют, из какого пласта поступает нефть, а из какого - вода, начинается применение разных способов волоизоляции.

Больным вопросом при проведении ВИР является ликвидация заколонной циркуляции (перетоков). Она возникает в основном по двум причинам. Во-первых. из-за некачественного цементирования. поскольку отсутствие цементного кольца за эксплуатационной колонной (на глубине от 80-200 до 1500-1600 метров) приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, агрессивно воздействующих на металл. Поэтому при отсутствии цемента быстрее возникают сквозные коррозионные отверстия в колонне, уменьшающие срок ее эксплуатации. Второй причиной является применение кумулятивной перфорации, которая раньше использовалась в большинстве случаев для вторичного вскрытия продуктивного пласта. При простреле происходил очень мощный удар, который приводил к разрушению цементного камня, образованию трещин и началу перетоков флюида из пласта в пласт.

В основном, водоизоляция производится на основе затвердевающих химикатов, гелей, цементов. В области ВИР компания использует главным образом разработки ТатНИПИнефти. В этих целях применяются #кремнийорганические продукты, нефтеп и раносерно кислотная смесь, резиновая крошка, низкомодульное жидкое стекло, гипан, водонабухающие полимеры, а также различные комбинации вышеперечисленных материалов, в том числе и с цементом. В этом году специалисты "Татнефти" впервые приступили к работам по водоизоляции горизонтальных скважин с применением технологии колтюбинга. При этом на гибкой трубе в скважину спускаются 2 пакера, в пространство между которыми закачиваются реагенты (Нефтенол, РМД. ВПК-402). Осваиваются также технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинга для нагнетательных скважин (закачка полимеров для выравнивания профиля приемистости) и добывающих (закачка реагентов СНПХ-9633, РДН, полимерных сшитых систем по межтрубному пространству без подъема глубинного насосного оборудования).

СТИМУЛЯЦИЯ

Стимуляция скважин при проведении их капитального ремонта является сегодня основным резервом интенсификации добычи нефти из малодебитных скважин. ОАО "Татнефть" применяет широкий диапазон методов обработки призабойной зоны пласта, среди которых кислотная обработка, обработка пластов растворителями, глинокислотная обработка, акустическое и гидроволновое воздействие, температурное воздействие и другие методы.

Особое место среди методов интенсификации добычи занимает гидравлический разрыв пласта (ГРП), который используется в "Татнефти" для увеличения приемистости нагнетательных скважин, а в добывающих скважинах - не только для интенсификации притока, но и для повышения нефтеотдачи пласта (за счет увеличения площади охвата). В тех случаях, кота пласты загрязнены на достаточно большом удалении от забоя и никакая обработка ПЗП не помогает, ГРП может быть единственным способом сохранения скважины.

В конце 1998 года на базе Лениногорского УПНП и КРС был создан специальный участок по гидравлическому разрыву пласта, оснащенный современной импортной и отечественной техникой. К настоящему моменту его силами произведено свыше 250 ГРП, за счет которых дополнительно добыто свыше 150 тыс. тонн нефти. Специалисты участка проводят также испытания отечественных технологических жидкостей ГРП и закрепителей трещин. Для нагнетания жидкости разрыва и песконосителя в пласт применяются пермские насосные агрегаты СИН-31. развивающие давление до 750 атм. Недавно были закуплены также три новых питерских насосных агрегата АНА-105М, развивающих давление до 1050 атм. и оснащенных автоматикой, позволяющей осуществлять дистанционное управление параметрами процесса ГРП одним специалистом со станции управления. В совокупности они способны обеспечивать максимальный расход закачки рабочей жидкости и смеси ГРП до 6,5 мз в минуту и без риска поддерживать давление на устье скважины 50-100 МПа.

В планах компании на 2003 год значится проведение 94 ГРП. Кстати, компания выполняет их не только для себя, но и сторонним заказчикам. Например, в марте 2003 года специалисты "Татнефти" успешно произвели ГРП на 4 скважинах (2 нагнетательных, 2 добывающих) в "Башнефти", а совсем недавно, в июле 2003 года, также успешно "рванули" на 3 нагнетательных скважинах в "ЛУКОЙЛ-Перми".

Колтюбинг

Особняком при ремонте скважин стоят технологии колтюбинга, с помощью которых можно проводить практически весь спектр ремонтных работ. В нынешних условиях, когда традиционное оборудование и технологии для ремонта подходят к пределу своих возможностей, использование технологии колтюбинга является прорывом, значительно повышающим эффективность КРС. Сегодня уже никто не сомневается, что будущее капремонтов связано именно с колтюбингом. К преимуществам проведения ремонтных работ с применением технологии колтюбинга по сравнению с традиционными способами относятся: обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций; возможность проведения ремонта без предварительного глушения скважин; расширение возможностей бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также ремонтных операций в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах; высокая экологичность; сокращение времени спуско-подьемных операций.

В ОАО "Татнефть" на применении установок с гибкой трубой при ремонте скважин специализируется Актюбинсков управление канатно-контейнерных и пакерных методов (AVKK и ПМ). В управлении работает сегодня 5 колтюбинговых установок (3 установки "М-10" белорусские, 2 - импортные). Из них 4 в основном работают на нагнетательных скважинах для обработки ПЗП. Через НКТ спускается гибкая труба со специальной насадкой, через которую закачивается, например, кислота, 5-я установка с трубой диаметром 25 мм работает в межтрубном пространстве (между НКТ и эксплуатационной колонной) добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Гибкая труба опускается до продуктивного горизонта, где производится обработка ПЗП.

На сегодняшний день с помощью одной установки колтюбинга компания выполняет свыше 100 ремонтов скважин в год. За весь период деятельности AVKK и ПМ выполнило свыше 1100 КРС. В планах "Татнефти" - покупка установки колтюбинга для бурения боковых стволов на депрессии.

Развитие технологий ремонта с помощью колтюбинга в России только начинается. ОАО "Татнефть" планирует в ближайшее время освоить целый ряд перспективных "ноу-хау". Среди них. например. технология вызова притока и освоения скважин. Спуск через НКТ с пакером, установленным над интервалом перфорации, гибкой трубы и закачка через нее азота обеспечит приток жидкости из пласта за более короткий период. Это позволит не только сократить время освоения скважины, но и определить необходимое глубинное насосное оборудование.

Перспективно применение гибких труб и для разогрева призабойной зоны при проведении ОПЗ пласта. Наибольшая эффективность ОПЗ достигается при использовании растворов кислот с температурой 70-90°С. но при их прокачке по НКТ температура падает. Использование гибкой трубы диаметром 25-38 мм значительно снижает температурные потери и повышает качество обработки.

Ликвидация аварий

При эксплуатации и ремонте глубинного насосного оборудования могут происходить различные аварии, осложнения. Например, штанга при работе может протереть НКТ и вызвать ее падение. К таким же последствиям для НКТ может привести и агрессивная соленая вода, добываемая совместно с нефтью и закачиваемая обратно в пласт. Иногда случаются и "полеты" УЭЦН. Поэтому еще одним важным направлением капремонта скважин является ликвидация всех аварий и внутрискважинных осложнений. В этом году "Татнефть" закупила новое импортное оборудование для этих работ на $1,5 млн (фрезера, ловильный инструмент и др.). Отечественное оборудование, в частности фрезера, с помощью которых режут металл внутри скважины, значительно уступает американскому. Для ликвидации сложных "прихватов" оборудования в скважине в данный контракт специально были включены устройства "ЯСС", не просто вытягивающие "прихваченные" узлы и детали, а создающие при этом ударно-переменные нагрузки.

За рамками данной статьи остался еще один перспективный метод ремонта и реанимации бездействующих скважин - зарезка боковых стволов. Несмотря на то что реализацией данной технологии в "Татнефти" вот уже 2 года занимаются не ремонтные, а буровые подразделения, без нее трудно представить современный ремонт скважин. При наличии незначительных остаточных запасов данный метод намного эффективнее бурения новых скважин. С его помощью выводят из бездействия как рентабельные скважины, требующие сложного капитального ремонта, так и нерентабельные.

Политика "Татнефти" в области проведения капитальных ремонтов скважин позволила компании достаточно мягко пережить дезинтеграционные процессы 1990-х годов и на протяжении многих лет обеспечивать стабильную добычу. Сегодня, после 60 лет добычи, служба КРС компании вносит существенный вклад и в начавшееся постепенное наращивание добычи. Видимо, не зря Рифкат Рахманов, зам. генерального директора ОАО "Татнефть" по ремонту скважин, утверждает, что "капитальный ремонт скважин - "золотой ключик" к добыче нефти!"

***

Итоги работы коллектива ОАО "Татнефть" в 2002 году и задачи на 2003 год

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директоре по производству - главного инженера ОАО "Татнефть"

...В 2002 году перед службой по ремонту скважин и ПНП ОАО "Татнефть" была поставлена задача повышения качества работ, сокращения количества ПРС и КРС. В рамках выполнения поставленных задач общее количество капитальных ремонтов скважин в отчетном году снизилось до 6646, или на 16,5% по сравнению с 2001 годом. При этом сложность ремонтов значительно выросла. Доля работ, выполняемых сторонними организациями, сократилась по отношению к 2001 году в 6 раз. В целях сокращения затрат были разработаны и осуществлены мероприятия по оптимизации численности и повышению сменности работы бригад КРС. Это позволило повысить сменность их работы за отчетный период на 44% и сократить потери нефти из-за ожидания капитального ремонта скважин и его производства по сравнению с предыдущим годом на 13 тыс. тонн...

***

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директора по производству - главного инженера ОАО "Татнефть"

...С применением комплекса по гидравлическому разрыву пласта за 2002 год произведено 66 ГРП, на 25 скважинах проведена гидропескоструйная перфорация. Нарастающая дополнительная добыча нефти с применением этих методов составила более 120 тыс. тонн. Для сравнения скажу, что если средний срок окупаемости новой скважины составляет 3,5 года, то бурения бокового ствола - 2 года, ГРП - меньше года, а операции с гибкой трубой - от 1 до 4 месяцев...

***

Из доклада НАИЛЯ ИБРАГИМОВА, первого заместителя генерального директора по производству - главного инженера ОАО "Татнефть"

...Количество скважин, отремонтированных Актюбинским УКК и ПМ при помощи установок гибкой трубы в 2002 году, увеличилось на 45% по сравнению с уровнем предыдущего года за счет перехода на трехсменную работу. При этом их доля в общем количестве выполненных КРС выросла до 7,4%...



Вернуться в алфавитный список статей
Вернуться в тематический список статей

Внимание! Администрация библиотеки предупреждает всех своих пользователей, что за всеми публикациями, представленными в библиотеке, сохраняется право автора на использование своего произведения или иного владельца исключительных прав на использование произведения.
создание сайта: Это Design