Uleiul este o sursă de probleme
Cresterea stocului de produse din an in an, scaderea costurilor de explorare, scaderea volumelor de foraj. Pentru a menține puțurile vechi "plutitoare" este mult mai ieftină - ca urmare, revizia lor actuală și majoră devine cea mai căutată linie de activitate a companiilor de servicii petroliere.
Prima și principala problema care apare în mod normal cu bine - permeabilitate zona formării deteriorare la fundul puțului (PPP), ceea ce conduce în mod natural la reducerea ratei de curgere, un obiect ascuțit sau gradual. Permeabilitate PPP deteriorat din diverse motive - ca rezultat al depunerii de substanțe de asfalt rășinoasă din țițeiul produs sau structura în vrac a ajustării spațiului porilor (dilatare) sau o argilă umflare (colmatation) conținute în formarea rezervor roca. PPP-ul are, de asemenea, o tendință de contaminare cu impurități mecanice, soluții și filtratelor ucidere fluide, deschiderea și dezvoltarea de ciment.
Apariția de "nisipuri" de hidrat de nisip sau de parafină-hidrat, pe cât posibil pentru a identifica aceste fenomene, este destul de comună.
În cazul în care udarea uleiului este cauzată de distrugerea șirului de carcasă și este exacerbată treptat, se poate asigura că reparația puțului nu este departe.
Deteriorarea PPP și permeabilitatea adăpare permite producția suplimentară de petrol, cu toate acestea, un accident cu echipamentul de pompare de foraj (IEG), se oprește pur și simplu. De exemplu, SAP poate îndepărta sau rupe din tubulatură (tubulatură) sub acțiunea vibrațiilor de la pompă și cad la gaura de jos, în cazul în care cuplul necesar nu este atins atunci când minimizarea tuburilor în timpul coborârii lor. Sami tubing pot rupe din cauza oboselii fracturii din metal nu se observă în timpul uzura firului fisuri de coborâre cu utilizarea repetată a țevilor, ștergându-le prăjini de pompare, arde-prin intermediul unui arc electric în distrugerea cablului de alimentare, cu motor submersibil. SAP poate „prinde“ pentru depozitele de parafină-hidrat în fanta inelară (între carcasă și tubulatura). depozitele dăunătoare pot apărea chiar și între elementele SAP - de exemplu, cablul de alimentare al motorului submersibil. Mai mult, o schimbare poate necesita o SAP convențională ca urmare a uzurii în timpul utilizării prelungite.
Prin ea însăși, ruperea pompei de tuburi sau nu poate pune mult de o problemă, și să fie ușor de eliminat (în comparație cu problema reducerii debitului), dar se ridică problema workover literalmente margine.
Care este reparatia?
Conceptul de "reparație majoră a puțului" este interpretat de specialiști ai companiilor de servicii în moduri diferite. O parte din terminologie este în mod clar depășită. reparații Anterior variate la bovine și ORS (reparație subterană a sondelor), astfel încât echipele au fost echipate cu diferite (unități mai „grele“ de ridicare la bovine). Dar astăzi companiile de servicii lucrează în primul rând în conformitate cu planurile-ordine. De multe ori, de exemplu, înlocuirea pompei centrifuge prevede, de asemenea, pentru procesarea PPP.
Aceste tipuri de lucru ca anti-inundare prin lucrări de reparații și izolație (RIR) și ulei de recuperare prin tratament cu PPP, fracturarea, deschizând perforații laterale de foraj și puțuri orizontale din puț sunt fundamental diferite unul de altul și de la curățarea de fund și butoi puțuri de obiecte străine, deși acestea pot fi realizate simultan. Ca urmare, cea mai mare parte a expoziției se referă la RNC numai astfel de lucrări care nu necesită un impact fizic asupra rezervorului de ulei - adică, eliminarea consecințelor eșecului IEG (sau înlocuirea acestuia) și refacerea mantalei deteriorate (RIRs), adică, în general, pentru a reduce consumul de apă .
Înainte de reparare, se iau în considerare factorii: există o tehnologie disponibilă pentru compania de servicii pentru a rezolva o problemă specifică cu bine? Clientul se așteaptă la perioada de recuperare preconizată? Este necesar să se protejeze în special mediul înconjurător? În acest caz, se studiază starea tehnică a puțului și istoria funcționării acestuia. Dacă se ia decizia, specialiștii echipei de reparare efectuează studii hidrodinamice trunchiate (GDI), adică determină valoarea presiunii rezervorului.
În paralel cu GDI, teritoriul, comunicațiile, echipamentele și instrumentul necesar sunt pregătite.
Potrivit GDI, se alege o soluție de mușcătură (procesul tehnologic, ca urmare a faptului că se formează o contrapresiune asupra formării). Aceasta este operația cea mai responsabilă în toate reparațiile și modul în care va fi efectuată și cu ajutorul cărei soluții, succesul întregii lucrări depinde deseori. Principalul lucru nu este de a deteriora stratul productiv și de a-și păstra parametrii inițiali.
Potrivit lui Serghei Bedokurov, devreme. Departamentul KRS LLC „KatObNeft“ (Nizhnevartovsk), „alegerea fluidului de amortizare este determinată integral de presiunea în rezervor. In cele mai multe cazuri, utilizarea sau apă de proces sau sare (NaCl sau KCl), soluție de densitate 1,02 g / cm, uneori, o mai mare densitate - 1,18 g / cm, cu un pas de 0,01 g / cm. Cu cât este mai mare presiunea de formare, cu atât mai puternică este soluția salină. Agenții de ponderare sunt utilizați foarte rar. Samotrol acum necesar să se aplice „facilitator“, astfel încât există o presiune scăzută rezervor. La PSZHG utilizare anormal de scăzută (sistem suplimentat cu azot pentru spumare și aerare și pentru a reduce densitatea lichidului). "
Numărul de puțuri cu presiune ultra-scăzută a rezervoarelor, ca și epuizarea depozitelor, în general în Rusia este în creștere. În timpul reparației, acestea absorb volume mari de fluide de proces, ceea ce duce la o scădere a proprietăților rezervorului rezervorului și la limitarea ratelor de producție. În plus față de FGPG, în astfel de puțuri pot fi utilizate compoziții de spumare cu umpluturi de turbă dezvoltate de SevKavNIPIneft OJSC.
În cazul presiunii ridicate a rezervoarelor, pot fi utilizate nu numai soluții saline. „Unul dintre obiectivele dezvoltării back-emulsie a compoziției hidrofobe (OEG), cu excepția ponderii sale și pentru a reduce caracteristicile de filtrare, a fost crearea unui agent de blocare care nu ar fi filtrate în rezervor, are un substrat de hidrocarbură și o greutate specifică acest suficient pentru uciderea puțuri - spune Nikolai Dubov, geolog șef al GeoTechServis LLC (Samara). - Compoziția se bazează pe emulsia inversă, adică apă, dizolvată în faza de hidrocarbură externă (motorină). Se pare că sonda este conectat lichid greu, dar aproape de acest gen la petrol. Greutatea specifică a terminat OEG compoziția poate varia 1,09-1,25 g / cm, oferă nu numai puțuri complet de umplere cu silencing blând, dar stabilind, de asemenea, blocarea „cutii“ agent în intervalul perforație cu umplerea ulterioară a volumului rămas soluțiilor apoase de sare. Deoarece agentul este, practic, nu se filtrează în formarea producătoare și are proprietăți hidrofobe, calendarul sondelor de dezvoltare după workover și de a le transmite la lucrarea este foarte redusă, nu există nici un efect asupra pregătirii în continuare a petrolului“.
Selectarea incorectă a soluției duce la o perturbare a proprietăților rezervorului formării și, ulterior, reduce semnificativ debitul - pierderile sale pot ajunge la 40% din volumul potențial de producție a uleiului. Ca urmare, după o reparație nereușită, puteți aștepta luni pentru ca sonda să intre în modul de proiectare.
Amortizarea și spălarea sondei din soluția excesivă se realizează cu ajutorul unităților de pompare, cel mai adesea ЦА-320, УНБ-125 / 32У și АН-700.
Alegerea tehnicilor pentru realizarea Ramsey este determinată de sarcina curentă, de adâncimea puțului (sarcina de proiectare a unității de ridicare) și de presiunea maximă la adâncime.
După uciderea și spălarea godeurilor cu exces de soluție este stabilită pe ea ridicarea (în cazul sondelor cu geometrie deosebit de complexe - spiralat) unitate tubajului, iar echipa începe lucrările de reparații. Pentru ansamblurile de declanșare în ridicare capacitatea de încărcare de 40-120 tone. Cea mai frecventă A-50 (g / t 50 n) și A-60/80 (de g / t 60 n) echipamente și instrumente de sacrificare sunt utilizate în principal în Rusia.
Atunci când curățați bine din exterior (ca o dată foarte util) diverse articole de echipamente folosite: cârlige, tije, clopot și shtangolovki tubulatură (unealtă de pescuit pentru a captura și regăsire din tubulatura de foraj, pompe, motoare și foraj prăjinile de pompare, așa-numitele ) elevatoare tija (sechestra și dețin tuburi), chei pentru țevi, și tijă (coborâre și operații CNT) supape de închidere, robinete cu cep și bilă (suprapunere de ridicare și puncția canalul tubular), Packers (formațiunile productive de decuplare penetrate annulus ), BOP (aparat pentru etanșarea gura sondei, prevenind orgia deschise), diferite instrumente de frezare.
„Pentru operațiunile de declanșare aplică dispozitiv de ridicare versatil UPA 60/80 KrAZ-65053 șasiu cu puțuri adânci convenționale până la 4000 m (14 kg CNT / m), și Cardwell KB 210 (Cardwell 10), - a spus Serghei pozne. - echipament de pescuit cumpărat de la "Bowen este" și CJSC "Sib Trade Service" (Samara). Toți producătorii de standarde diferite, și odată ce am început să lucrăm cu „STS“, ceva de genul asta și să continue. Dacă comandați hardware-ul (și care au nevoie în mod constant pentru a actualiza) de la o altă societate, atunci ei nu vor funcționa. "
Lucrările de reparații și izolare ale puțului sunt împărțite în mai multe tipuri principale: eliminarea scurgerilor în șirul de producție; restaurarea pietrei de ciment în spatele coloanei de producție (lichidarea deversărilor furate); deconectarea (izolarea) acviferului; cimentarea coloanelor și tijelor suplimentare; limitarea maximă sau eliminarea completă a alimentării cu apă direct de la formare.
„Restricție de primire a apei de bază - cea mai presantă problemă, iar activitatea acestei structuri sunt de 20 de ori mai ieftin decât noi de foraj, și pentru a permite mai mult și mai exploata pe deplin bine - spune Airat Alchin, director al“ Gyros Plus „(Neftekamsk, Bashkortostan) . - Pentru a face acest lucru, am dezvoltat o compoziție de gel nou, care permite pentru a rezolva o problemă similară - nu se oxideaza, nu se prăbușește, este durabil și poate rezista până la 200 de depresie atm. In plus, un gel care se dizolvă argila fără a afecta metalul, rocile și piatra de ciment. "
Agregatele de cimentare sunt utilizate ca echipament principal pentru RIR. De asemenea, în complex (numite în prezent „flote“) include ciment și instalație pentru prepararea soluției de ciment (mixer, blender aka) - on-road șasiu, și recipientul de amestecare.
„Double unitate de pompare aranjament ciment HT-400 (Halliburton) permite pomparea pastei de ciment prin conducta centrală, menținând presiunea în spațiul inelar, - a spus Oleg Staroverov. - De asemenea, flota este dotata cu echipamente de control, capacitatea de a colecta, înregistra, înregistrează și tratează rapid informațiile obținute din sondă.
Instalația de tubulatură înfășurată pe ciment nu a fost utilizată, deși există o astfel de oportunitate. Pentru a acționa dispozitivul de împrăștiere în coapsa chiar și a cilindrului lateral, este suficient un dispozitiv normal de ridicare. Tubulatura spiralată pentru utilizarea de către sondele de spălare proppant Reziduuri (reactiv pentru rezemarea fracturi în formațiunile petrolifere - aprox. EnergyLand.info) După fracturării (Frac) - are loc, o „capră“ situată la colectorul. ( „Capra“ - resturile de agent de susținere).
Cimentul este achiziționat de la firma Dyckerhoff-Sukhoi Log (Germania), G-brand DylogCem. Soluțiile de gel (cu conținut ridicat sau molecular scăzut) sunt folosite ca o "pernă" (astfel încât cimentul are timp să "înțeleagă") sau pentru izolarea selectivă a formării, care sunt pompate direct înaintea suspensiei de ciment. Toate produsele petrochimice din arsenalul nostru sunt străine (în special, de la Chevron). Am încercat să lucreze la componentele interne, dar nu a primit rezultatele. - calitatea reactivilor nu este așa cum este declarat în prospect "
Diferiți aditivi (reactivi) sunt adesea utilizați în combinație cu mortarul de ciment - este un retardator al timpului de presare al suspensiei de ciment, un fluid de pierdere, un plastifiant și un agent de dezaburire.
Dacă eliminați rapid scurgerea șnurului carcasei, ceea ce nu afectează productivitatea sondei, atunci nu va mai fi o reducere a ratei de producție după reparație. După coborârea pompei centrifuge electrice și pomparea soluției de umflare, fântâna trebuie să livreze imediat produsul în volumul de proiectare. Dar acest lucru este ideal. "Să presupunem că brigada lichidează fluxurile furate", continuă Oleg Staroverov. - Nu se știe cât timp au existat acolo - un an, doi sau zece ani și cât de productiv este orizontul plin de apă. Toate echipele de lucru RIR se bazează pe datele de Geofizică - în cazul în care măsurătorile au arătat prezența eșec în carcasa, sarcina noastră este să-l elimine, și apoi aceeași geofizicii confirmă eliminarea „zakolonki“. Cât de repede va reveni bine la un anumit nivel de producție, și cât de mult apa a avut timp să intre în pat, și când va ulei - în două zile, sau cinci ani, aceasta nu este o problemă care este rezolvată de către o echipă de RIRs ".
„Permanent persistă după productivitatea de proiectare RNC depinde de caracteristicile bine, rezervor, saturația de putere, presiune, etc. - spune Vladislav Kholod, Ch. geolog al Bashvryvtekhnologii CJSC. - Într-un cuvânt, în fiecare fântână diferit, dar cu abordarea corectă - de la șase luni la câțiva ani. Depinde mult de ce condiție a fost înainte de RED. Dacă reparația anterioară a fost plătită și binele este încă promițător, atunci poate fi reparat cel puțin în fiecare lună. "
Eficiența reparației și perioada de returnare a acesteia sunt determinate de proiectul de investiții, care este pregătit în avans de către client. Deci, se presupune că efectul bovinelor asupra limitării fluxului de apă ar trebui să fie valabil timp de un an.
Fără blocaje este imposibil?
„Structura geologică a straturilor nu ne permite să repare gaura fără bruiaj, - spune Serghei rău, - cu excepția cazurilor de parafinizatsii puternice atunci când nu există nici un pasaj în tub sau în spațiul inelar. Într-un asemenea caz, puțul este echipat cu POLITISTI (set de echipament pentru spălarea sondelor, concepute pentru conductele de coborâre sub presiune și sigiliu la gura de eroziune și hidratarea depunerilor de parafină-hidrat în tubulatură lichide neagresive - aprox. EnergyLand.info) Și reparate fără blocaje " .
Între timp, în străinătate, în special în Africa de Vest (și în altă parte în domenii off-shore), utilizate pe scară largă tehnologie fără a ucide fântânii, a implementat așa-numitul Setările pentru unitatea de lovituri. Această metodă de reparație este utilizată atunci când riscul de influență negativă a soluției de blocare asupra debitului este mare. Unitatea Snubbing a avut rezultate bune la presiunile de fund inferior cu un flux constant. Excesul de lichid prin tubulatură nu se produce - acest lucru este împiedicat de supapele de țevi cu priză.
Tehnologia are și dezavantaje: viteza redusă operațiunile de declanșare, incapacitatea de a crea șoc (necesară atunci când mai multe operațiuni de pescuit) și un număr relativ mic de aspecte „non-standard“ ale echipamentului. Ca o consecință, tehnologia se dovedește a fi utilizată în puțuri importante cu o rată mare de producție în cazul reparațiilor necomplicate.
Atunci când conduceți RIR prin tuburi cu ajutorul unor conducte mai subțiri, dispozitivul de prevenire este instalat direct pe șirul de carcasă (copac de Crăciun). Dacă doriți să ridicați MNO, este folosit un dispozitiv de prevenire cu o deschidere largă, iar sonda este izolată în conformitate cu principiul a două bariere.
În întreaga lume, se folosesc capete de puțuri care respectă standardul API RP 6A (ISO10423). Domestic GOST acest standard nu suporta, asa ca folositi unitatea Snubbing, conceputa pentru a lucra cu fitinguri de fântâni străine, nu are sens. Totuși, este necesar să suprimați bine - prin urmare, ideea principală a acestei tehnologii este pierdută.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: