ТИУ, капитальный ремонт скважин (лабораторные работы)

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1

Глушение скважины

Цель работы:

Обеспечение безопасного глушения действующей скважины перед проведением подземного ремонта. Создание надежного гидростатического противодавления на пласт с целью полного исключения рисков возникновения газонефтеводопроявлений (ГНВП) и максимального сохранения естественных коллекторских характеристик призабойной зоны.

Ход работы:

1. Ознакомление с исходными технологическими параметрами виртуальной скважины: глубина скважины по вертикали составила H = 2500 м, текущее пластовое давление — Pпл = 26.5 МПа, диаметр эксплуатационной колонны — 146 мм, глубина спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) — 2400 м.

2. Расчет требуемой плотности раствора глушения (РГ) с учетом нормативного коэффициента резерва (Kрез = 1.10) для обеспечения необходимого гидростатического перевеса над пластовым давлением. Согласно расчетам, плотность РГ составила 1190 кг/м³. В качестве рабочей жидкости выбран тяжелый солевой раствор на основе хлорида натрия (NaCl).

3. Определение емкостных объемов скважины для точного расчета объема замещения флюида: выполнен расчет внутреннего объема колонны НКТ, затрубного пространства и зумпфа под воронкой НКТ. Полный объем одного технологического цикла циркуляции составил 30.68 м³.

4. Обвязка наземного устьевого оборудования. Подключение насосного агрегата типа ЦА-320 к буферной линии фонтанной арматуры, проведение гидравлической опрессовки нагнетательных манифольдов на полуторакратное рабочее давление.

5. Запуск процесса глушения методом «прямой промывки» (закачка расчетного раствора глушения через трубное пространство НКТ и вымыв пластового флюида наружу через затрубное пространство). Закачка осуществлялась при постоянной подаче насоса 8 л/с с непрерывной фиксацией показаний давлений.

6. Контроль плотности выходящей жидкости на изливе затрубной линии. Процесс закачки был остановлен после достижения полной стабилизации плотности (ровно 1190 кг/м³) и прокачки двух полных внутренних объемов скважины.

7. Проведение технологического отстоя скважины (выдержка на буфер) в течение 2 часов с закрытыми задвижками для контроля отсутствия притока и стабилизации уровней.

Вывод:

В ходе выполнения симуляции скважина была успешно переведена в состояние устойчивого гидростатического равновесия. Первоначальный скважинный флюид полностью замещен технологическим раствором глушения плотностью 1190 кг/м³. Избыточное давление на буферной и затрубной задвижках снизилось до 0 МПа, что полностью исключает риски выбросов. Устье скважины подготовлено к безопасному демонтажу арматуры и началу ремонта.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2

Колтюбинговая установка для ремонта скважин

Цель работы:

Изучение конструктивных особенностей, состава оборудования и правил безопасной эксплуатации гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) при проведении внутрискважинных технологических операций под избыточным устьевым давлением без глушения скважины.

Ход работы:

1. На этапе подготовки изучено взаимное расположение узлов колтюбингового комплекса на кустовой площадке (барабан с намотанной гибкой трубой, кабина оператора, насосный блок, инжекторная головка, направляющий дугообразный желоб).

2. Проведение монтажа внутрискважинного и устьевого оборудования комплекса: установка блока противовыбросовых превенторов (BOP) и узла динамической герметизации (стриппера) непосредственно на верхний фланец устьевой арматуры.

3. Проведение гидравлической опрессовки собранного лубрикаторного оборудования и устьевого тракта на давление 35 МПа с целью инструментального подтверждения надежности герметизирующих элементов в условиях высоких давлений.

4. Выполнена запасовка гибкой непрерывной трубы наружным диаметром 38.1 мм в роликовый цепной механизм инжектора и точное заведение наконечника трубы через направляющий желоб.

5. Выравнивание давлений между внутренним пространством скважины и лубрикатором, после чего осуществлено плавное открытие коренной задвижки арматуры.

6. Запуск процесса непрерывного спуска ГНКТ в ствол скважины со средней скоростью 0.2 м/с. Настройка автоматических параметров ограничения натяжения и веса трубы (Slack-off/Overpull логи) для предупреждения продольного изгиба, деформации или заклинивания инструмента.

7. Мониторинг изменения показаний индикатора веса инжектора по мере углубления трубы. На проектной отметке 1800 м фактический вес на датчиках составил 6.8 тонн, признаков посадок не зафиксировано, герметичность стриппера полностью сохранена.

Вывод:

В ходе лабораторной работы в симуляторе были детально отработаны этапы монтажа, опрессовки и управления колтюбинговой установкой. Непрерывная гибкая труба была безаварийно доставлена на проектную глубину 1800 м под постоянным автоматизированным контролем нагрузок на инжектор. Подтверждена технологическая эффективность применения оборудования ГНКТ для ремонта действующих скважин без потери их продуктивности.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3

Гидравлический разрыв пласта

Цель работы:

Освоение технологии, стадийности и ключевых параметров проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) для кратной интенсификации притока углеводородов путем формирования высокопроводящей искусственной трещины в целевом интервале.

Ход работы:

1. Ввод исходных данных технологической схемы: интервал перфорации скважины определен в пределах 2415–2422 м, в качестве несущей жидкости (жидкости-песконосителя) принят высоковязкий сшитый гуаровый гель, в качестве расклинивающего агента — проппант фракции 16/20 меш.

2. Проведение предварительного полевого тестирования — мини-ГРП (нагнетание линейного геля без добавления проппанта) для точной оценки фильтрационных параметров пласта, определения давления разрыва породы (42 МПа) и давления закрытия трещины (31 МПа).

3. Реализация стадии закачки «Подушки» (Pad). Нагнетание чистого сшитого геля в объеме 40 м³ под высоким давлением (в диапазоне 48-52 МПа) для эффективной инициации, раскрытия и геометрического развития трещины разрыва в длину и ширину.

4. Переход к стадии основной закачки расклинивающего агента. Осуществлено плавное ступенчатое увеличение концентрации проппанта в подаваемой гелевой смеси с шагом от 100 до 800 кг/м³ (100 -> 200 -> 400 -> 600 -> 800). Постоянный мониторинг устьевого давления на манифольде насосных агрегатов для контроля динамики заполнения трещины.

5. Выполнение стадии продавки (Flush). Закачка расчетного объема технической воды (7.5 м³), в точности равного внутреннему объему колонны НКТ, для вымыва остатков проппанта из ствола скважины и его окончательного продавливания в тело сформированной трещины.

6. Мгновенная остановка насосных агрегатов высокого давления (выключение флота ГРП) и фиксация мгновенного давления закрытия сразу после остановки (ISIP = 34 МПа) с последующим наблюдением за падением давления.

Вывод:

Технологический процесс гидравлического разрыва пласта был полностью реализован в соответствии с плановым графиком закачки. Благодаря непрерывному контролю темпа роста устьевого давления удалось полностью предотвратить развитие аварийной ситуации типа Screen-out (стоп-завод/запесочивание НКТ). Искусственная трещина успешно создана и надежно закреплена высокопрочным проппантом, что гарантирует значительное повышение дебита за счет снижения фильтрационного сопротивления ПЗП.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №4

Водоизоляционные работы в скважине с применением комплекса «Непрерывная труба» (ГНКТ)

Цель работы:

Изучение технологии, последовательности этапов и технических средств для ликвидации заколонных перетоков и ограничения притока подошвенных или контурных вод с использованием гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) под избыточным устьевым давлением, а также закрепление практических навыков управления колтюбинговой установкой.

Исходные данные виртуальной модели скважины:

Глубина скважины по вертикали (искусственный забой): 2480 м; Текущий интервал перфорации эксплуатационной колонны: 2415 – 2422 м; Интервал поступления посторонней подошвенной воды (по данным ГИС): 2450 – 2453 м; Диаметр эксплуатационной колонны: 146 мм (внутренний диаметр — 130.6 мм); Параметры ГНКТ: наружный диаметр — 38.1 мм, толщина стенки — 3.2 мм; Тампонажный состав: гидрофобно-эмульсионный полимерный состав и ускоренный портландцементный раствор (плотность 1850 кг/м³).

Ход работы:

1. Подготовительно-заключительные работы и монтаж оборудования. Проведена расстановка колтюбингового комплекса на устье виртуальной скважины. На верхний фланец фонтанной арматуры смонтирован превенторный блок (BOP), лубрикаторная система и узел динамической герметизации устья (стриппер). Сверху установлена инжекторная головка для подачи гибкой трубы.

2. Опрессовка наземных линий и устьевого оборудования. Выполнена гидравлическая опрессовка манифольда насосного агрегат  и противовыбросового оборудования ГНКТ на давление 35 МПа для обеспечения полной безопасности при закачке изолирующего состава.

3. Спуск непрерывной трубы под давлением. Открыта коренная задвижка скважины. Произведен спуск гибкой трубы диаметром 38.1 мм через инжектор со скоростью 0.15–0.2 м/с. Контроль спуска осуществлялся по показаниям веса на крюке (индикатор натяжения) во избежание продольного изгиба или посадок трубы. Конец ГНКТ доставлен на нижнюю технологическую точку разгрузки — 2455 м (на 2 метра ниже интервала обводнения).

4. Промывка и подготовка забоя. Произведена предварительная промывка целевого интервала технической водой с расходом 8 л/с для очистки зоны изоляции от шлама и остатков пластового флюида.

5. Закачка и продавка водоизоляционного состава (ВИР). Через трубное пространство ГНКТ насосным агрегатом закачан расчетный объем тампонажного полимерно-цементного раствора в количестве 1.8 м³. Для предотвращения смешивания раствора с пластовой водой впереди и сзади пущен буферный пакет пресной воды (по 1.0 м³). Состав продавлен в интервал перфорации 2450–2453 м и заколонное пространство под давлением нагнетания 12 МПа.

6. Формирование цементного моста и срезка излишков. Сразу после окончания продавки цемента, во избежание прихвата ГНКТ, инжектором выполнен оперативный подъем непрерывной трубы на безопасную высоту — до отметки 2410 м. Запущена прямая интенсивная промывка скважины через ГНКТ для вымыва остатков раствора из ствола на поверхность.

7. Ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ). Скважина закрыта на технологическую выдержку ОЗЦ в течение 24 часов для формирования высокопрочного изоляционного экрана.

8. Контроль качества ВИР. После окончания ОЗЦ выполнен спуск ГНКТ для механического контроля уровня заливки (голова моста зафиксирована на отметке 2445 м). Проведена гидравлическая опрессовка созданного цементного экрана давлением 10 МПа.

Вывод:

В ходе выполнения лабораторной работы успешно реализована ресурсосберегающая технология водоизоляционных работ (ВИР) с совместным применением комплекса «Непрерывная труба» (ГНКТ). Использование ГНКТ позволило провести точечную установку изоляционного моста в интервале 2450–2453 м под избыточным устьевым давлением без глушения продуктивного пласта, что исключило его загрязнение. По результатам механического замера и гидравлической опрессовки на 10 МПа подтверждена высокая герметичность и прочность созданного цементного экрана. Целевой приток подошвенных вод полностью ликвидирован, скважина подготовлена к безопасному вводу в эксплуатацию с минимальной обводненностью.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №5

Промывка забоя скважины с применением комплекса «Непрерывная труба» (ГНКТ)

Цель работы

Изучение технологического процесса и приобретение практических навыков проведения очистки искусственного забоя скважины от песчано-глинистой пробки (песчаного моста) с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) в симуляторе. Отработка алгоритмов управления инжектором колтюбинговой установки, выбора оптимальных режимов промывки, контроля давлений нагнетания и нагрузок на гибкую трубу для предотвращения аварийных ситуаций (прихватов и деформаций ГНКТ) в условиях избыточного устьевого давления без глушения скважины.

Геолого-технические и исходные параметры

Технологические расчеты

1) Определение объема песчано-глинистого шлама в стволе скважины: Высота пробки составляет h = 2480 - 2442 = 38 м.

2) Расчет минимальной скорости восходящего потока в кольцевом пространстве: Для эффективного выноса мелкозернистого песка кварцевой фракции и шлама скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве (между ЭК 146 мм и ГНКТ 38.1 мм) должна составлять не менее 0.6–0.8 м/с.

Ход выполнения работы

Подготовительный этап и расстановка оборудования КРС: Произведена виртуальная расстановка и центровка колтюбинговой установки на кустовой площадке. На устье скважины смонтирован блок противовыбросового оборудования (BOP), герметизатор (динамический стриппер двухбарьерного типа) и инжекторная головка.

Гидравлическая опрессовка: Линия нагнетания от насосного агрегата к узлу ввода ГНКТ, а также герметизирующие элементы лубрикаторного оборудования опрессованы на давление 35 МПа. Давление выдержано в течение 10 минут, спад давления равен нулю. Система признана герметичной. Выравнивание давлений и ввод трубы: Произведено выравнивание давлений между лубрикатором и скважиной, открыта центральная (коренная) задвижка фонтанной арматуры. Конец гибкой трубы (38.1 мм), оснащенный специальным насадком-наконечником для размыва пробок, заведен через направляющую дугу в инжектор.

Спуск ГНКТ до головы пробки: Включен гидропривод инжектора. Начат непрерывный спуск непрерывной трубы со скоростью 0.25 м/с. Спуск осуществлялся под избыточным устьевым давлением 4.5 МПа. В процессе спуска контролировался вес трубы по показаниям датчика натяжения (Slack-off лог). На отметке 2440 м (2 метра до головы пробки) спуск временно приостановлен.

Инициация циркуляции промывочного агента: Запущен насосный блок. Начат процесс закачки водного раствора ПАВ. Выведен рабочий технологический режим с расходом Q = 10 л/с. Давление нагнетания на манифольде стабилизировалось на отметке 14 МПа. Зафиксирован устойчивый выход чистой промывочной жидкости из выкидной затрубной линии на желобную систему.

Технологический процесс размыва и промывки пробки: Скорость перемещения ГНКТ снижена до минимальной технологической (не более 0.4–0.5 м/мин) для предотвращения моментального забивания насадка. Начато плавное углубление трубы с отметки 2442 м. При прохождении интервала песчаного моста контролировалась нагрузка на инструмент: вес на инжекторе снижался со статического (7.4 тонн) до 6.9 тонн, что свидетельствовало о контролируемом контакте с пробкой. Рост давления нагнетания свыше 18 МПа служил сигналом к немедленной приостановке спуска трубы для вымыва образующейся порции взвеси.

Достижение проектного забоя и финишная очистка: Инструмент последовательно прошел всю толщу пробки (38 метров) и достиг проектной отметки искусственного забоя — 2480 м. Падения веса (посадки на жесткий металл) подтвердили достижение первоначального забойного забоя. С целью окончательной очистки ствола от остаточных мелкодисперсных взвесей ГНКТ удерживалась на отметке 2480 м в процессе круговой циркуляции в объеме двух полных циклов (около 45 минут) до полного осветления раствора на выходе.

Подъем инструмента и консервация устья: По окончании вымыва шлама насосный агрегат остановлен. Осуществлен подъем гибкой трубы со скоростью 0.2 м/с. После прохождения устья закрыта коренная устьевая задвижка. Оборудование колтюбинга подготовлено к демонтажу.

Заключение (Вывод)

В ходе лабораторной работы успешно осуществлена технологическая операция по очистке искусственного забоя скважины от песчано-глинистой пробки высотой 38 м (общий объем удаленного шлама составил 0.51 куб.м). Применение колтюбингового комплекса «Непрерывная труба» позволило провести ремонт без предварительного глушения скважины, что полностью исключило негативное гидростатическое и химическое воздействие на продуктивный пласт и сохранило его коллекторские свойства. За счет правильного выбора расхода промывочной жидкости (10 л/с) была обеспечена оптимальная восходящая скорость потока в затрубе (0.82 м/с), гарантирующая полный вынос шлама на поверхность. Контроль параметров нагрузки (Slack-off лог) и давления нагнетания исключил риски заклинивания, прихвата или деформации гибкой трубы. Скважина успешно очищена до проектного забоя (2480 м) и подготовлена к эксплуатации.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №6

Кислотная обработка пласта

Цель работы:

Проведение химической обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) для эффективного растворения кольматирующих частиц, остатков бурового раствора, глинистых компонентов и карбонатных элементов породы с целью восстановления естественной проницаемости коллектора.

Ход работы:

1. Исходные параметры объекта: тип коллектора — песчаник с высокой степенью карбонатизации цемента, интервал обработки — 2415–2422 м (эффективная мощность 7 метров). В качестве рабочего агента выбрана грязевая кислота (смесь 10% HCl и 3% HF).

2. Расчет общего объема активного кислотного состава: исходя из удельной технологической нормы расхода 0.8 м³ на 1 метр перфорированной мощности пласта, требуемый объем составил 5.6 м³.

3. Спуск специальной компоновки НКТ с механическим пакером. Произведено пакерование на отметке 2400 м с целью надежной изоляции вышележащей части эксплуатационной колонны от деструктивного воздействия агрессивной кислотной среды.

4. Этап кислотной ванны: закачка 1.5 м³ чистого раствора соляной кислоты (HCl) в интервал перфорации для очистки стенок от продуктов коррозии. Выдержка на реакцию в течение 1 часа с последующим вымыванием продуктов реакции обратной промывкой.

5. Основной этап обработок: закачка рассчитанных 5.6 м³ грязевой кислоты через пакер непосредственно в пласт. Давление нагнетания строго удерживалось на уровне 8 МПа, полностью исключая риски гидроразрыва.

6. Стадия продавки: вытеснение активной кислоты из внутреннего объема НКТ глубоко в матрицу пласта путем закачки 6.0 м³ технологической пресной воды.

7. Технологическая выдержка скважины в закрытом состоянии в течение 4 часов для завершения химических реакций растворения кварцевых и глинистых частиц.

8. Освоение скважины методом свабирования для оперативного извлечения отработанных нейтрализованных продуктов реакции, исключая вторичное осадкообразование, и вызова притока чистой продукции.

Вывод:

Технологический процесс кислотной обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) реализован в строгом соответствии с регламентом. Оптимальный подбор рецептуры грязевой кислоты и режима закачки позволил эффективно очистить поры породы от кольматантов. По результатам последующего освоения скважины зафиксировано значительное снижение скин-фактора и увеличение коэффициента продуктивности, что подтверждает успешность восстановления фильтрационных характеристик пласта.