Файл: Министерство образования и науки российской федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет.pdf

30
Для закачки технологических жидкостей и промывки скважины во время ремонта применяют 2 цементировочных агрегата ЦА-320, чтобы обеспечить бесперебойность ведения работ во время ремонта или в нестандартных ситуациях, которые могут возникнуть. Например, поломка первого агрегата, снижение приёмистости скважины вовремя продавки водоизолирующего реагента до нуля при максимально допустимом давлении и т.д [17].
Для доставки кремнийорганического реагента и буферной жидкости на устье скважины используют стальные герметичные передвижные ёмкости или предназначенные для этих целей бойлеры или нефтевозы любой марки.
Если ремонт проводится в зимнее время, то может возникнуть необходимость прогрева фонтанной арматуры, поэтому необходимо наличие на кусте передвижной пароустановки ППУА 1600/100.
Во время изоляционных работ расходуется большой объём промывочной и продавочной жидкости, и если на кусте отсутствует водовод, то используют стальные ёмкости объёмом до 20-25 м
3
или заменяющие их автоцистерны общей ёмкостью не менее 20 м
3
Существуют различные виды водоизоляционных реагентов и тампонажных составов на основе кремнийорганических соединений - это продукт 119-204, этилсиликат, АКОР-Б100, ВТС и НВТС.
Распространение получил продукт АКОР-Б100, так как его применение предпочтительнее, поскольку он имеет меньшую стоимость при полной аналогии потребительских свойств и может использоваться самостоятельно в товарном виде, не требуя подготовительных операций.
АКОР-Б100 представляет собой смесь алкиновых эфиров ортокремниевой кислоты с добавлением катализатора реакции гидролиза и поликонденсации
(хлорное железо, неорганические кислоты) и обладает следующими свойствами:
 плотность жидкости, цвет которой от жёлтого до тёмно- коричневого, 980–1100 кг/м
3
при 20°С;

31
 малая вязкость (1/10) 10
-3
Па*с при 20 °С) и высокая подвижность в пористой среде;
 при контакте с водой любой минерализации в ней растворяется, а затем отверждается;
 обладает более высокой адгезией к гидрофильной поверхности, чем к гидрофобной;
 при попадании в породу отверждается за более короткое время, чем в стволе скважины;
 возможно регулирование прочности, плотности и времени отвердевания; может храниться и применяться при температуре до -50°С.
Для предотвращения преждевременного отверждения водоизолирующего реагента в колонне труб вследствие контакта с водой или солевым раствором, заполняющим скважину, в процессе доставки его до интервала перфорации необходимо использовать разделительный буфер. В качестве буферной жидкости необходимо применять безводную водорастворимую гигроскопичную жидкость, например, гликоли, неонол, низшие спирты
(этиловый, изопропиловый, изобутановый) и тому подобные [17].
Процессу проведения закачки реагента АКОР-Б100 для изоляции обводнившихся пропластков предшествуют подготовительные операции:
 глушение скважины, подъём подземного оборудования и промывка забоя;
 комплекс промыслово-геофизических исследований;
 определение приёмистости скважины по воде и при необходимости проведение кислотной обработки призабойной зоны;
 завозится на куст буферная жидкость в объёме 1,4–2,0 м
3
и АКОР-
Б100, объём которого выбирается в зависимости от приёмистости скважины по следующим рекомендациям: при приёмистости 18-22 м
3
/(сут. МПа) - 1,5-2,0 м
3
; при приёмистости 24-36 м
3
/(сут. МПа) - 2,5-4,0 м
3
; при приёмистости 38-48 м
3
/(сут. МПа) - 4,5-6,0 м
3
;

32
 оборудуется устье скважины по схеме, приведённой на рисунке 4;
 обвязка устья скважины на рисунке 5, после этого проводится опрессовка нагнетательной линии на 10-12 МПа;
 заливочные трубы (НКТ), на низ которых навинчен мундштук- патрубок со срезанным концом и седло опрессовочного клапана рисунок 6, устанавливаются на глубине от 40 до 60 м и опрессовываются на давление 12-
15 МПа.
Рисунок 4 - Схема обвязки устья скважины при проведении водоизоляционных работ:
1, 3, 8 - быстросоединяющаяся резьба; 2 - кран высокого давления;
4 - подъёмный патрубок; 5 - фланец-планшайба; 6 - крестовина;
7 - затрубная задвижка; 9 - эксплуатационная колонна; 10 - манометр.
Впоследствии проведения данных операций при открытой затрубной задвижке начинают закачивать в насосно-компрессорные трубы первым агрегатом ЦА-320 поочередно нижний буфер, АКОР-Б100 и верхний буфер. Не закрывая затрубную задвижку, реагенты прожимаются до башмака НКТ

33 продавочной водой. Вслед за тем закрывают затрубную задвижку и продавливают водоизолирующий состав в зону изоляции тем же агрегатом.
Рисунок 5 - Схема обвязки устья скважины при водоизоляционных работах кремнийорганическими реагентами:
1 - линейная задвижка; 2 - буферная задвижка;
3 - линия по нагнетания по НКТ; 4 - центральная (аварийная) задвижка;
5 - ёмкость с водоизолирующим реагентом; 6 - ёмкость с буферной жидкостью;
7 - затрубная задвижка на линии нагнетания в затрубное пространство; 8 – агрегат ЦА-320 № 1; 9 - запорные задвижки; 10 - гибкий резиновый шланг для долива в мерники ЦА-320 необходимого количества продавочной жидкости; 11
- линия нагнетания в затрубное пространство;
12 - агрегат ЦА-320 № 2; 13 - ёмкость с запасом промывочной и продавочной жидкости или водовод; 14 - выкидная линия НКТ; 15 - выкидная линия с затрубного пространства; 16 - затрубная задвижка на выкидной линии; 17 - крестовина устья скважины.

34
Рисунок 6 - Схема компоновки подземного оборудования при проведении водоизоляционных работ:
1 - мундштук типа «перо»; 2 - седло опрессовочного клапана;
3 - расчётное количество НКТ; 4 - репер; 5 - колонна НКТ.
В момент выдавливания из заливочных труб последних 0,6–0,8 м
3
кремнийорганического реагента проводят его продавку в одно и тоже время по
НКТ и затрубному пространству закачкой воды в НКТ первым агрегатом ЦА-
320 в объёме 1,5–2,0 м
3
и в затруб вторым агрегатом ЦА-320 в объёме 0,8–1,5 м
3
. Общий объём продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству рассчитывается исходя из обстоятельства полного выдавливания из ствола скважины АКОР-Б100 в зону изоляции, при этом давление продавки не должно превосходить максимально допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны в зависимости от её диаметра.
По окончанию закачки водоизолирующего компонента колонну НКТ поднимают на безопасную глубину и скважину оставляют закрытой на ожидание затвердевания состава (ОЗС) под давлением конца продавки на 36 часов.
После ОЗС плавно стравливают давление в скважине путём открытия линейной и затрубной задвижек и определяют наличие циркуляции с помощью агрегата ЦА-320. Затем производят допуск НКТ с прямой промывкой забоя. В случае их посадки на полимерный стакан, то его разрушение происходит под действием веса колонны труб, поэтому нет необходимости использовать бурящий инструмент, тем самым, исключая необоснованные дополнительные затраты.
Следующим этапом РИР является определение приёмистости скважины после изоляционных работ при давлении 10-11 МПа. При её равенстве нулю или каком-либо снижении в сравнении с начальной рекомендуется провести кислотную обработку призабойной зоны пласта по стандартной технологии
(глинокислотная обработка, гидрофобный кислотный состав и т.д.).
Допускается дополнительная перфорация, а также дострелы продуктивных

35 интервалов пласта любыми типами перфораторов или совмещение их с кислотной обработкой призабойной зоны (ОПЗ) пласта.
Затем скважину осваивают компрессором или методом свабирования, при этом максимально допустимая депрессия должна составлять не более 15 МПа.
Проводят промыслово-геофизические исследования, по результатам которых определяют профиль притока, продуктивность работы пласта и оценивают качество проведённого ремонта [17].
Последний этап водоизоляционных работ включает в себя:
 подъём заливочных труб на поверхность,
 спуск подземного скважинного оборудования,
 установку фонтанной арматуры
 вывод скважины на режим.
2.5. Анализ и основные принципы применения технологий
водоизоляционных работ в продуктивных пластах
Заканчивание скважин, как правило, осуществляется закрытым забоем с цементированием колонны и последующей перфорации, в тех случаях, если близко расположены водоносный пласт. Однако водоизоляционные работы будут эффективными, если выполнять их как предупреждающие меры. То есть при закачке тампонажного материала ещё до спуска и цементирование обсадной колоны. В данном случае при вызове притока из пласта не случится раннего образования каналов фильтрации воды, и работа скважины будет продуктивной.
Назначение технологии в зависимости от причины обводненности и притоков воды будут рассмотрены ниже.
Данная информация, по технологиям (стр. 42 – 52) удалена, так как этот раздел относиться к коммерческой тайне.
3.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

36
На месторождениях Западной Сибири было опробовано большое количество методов по ограничению водопритоков, почти все они основаны на использование несколько химических соединений и технологических приёмов.
Это вызвано, как сложностью промысловых геолого-физических условий, так и обязательностью достижения наиболее оптимальных технологических показателей за счет использования водоизоляционных материалов.
Применение тампонажных материалов и технологических приёмов не теряет своей актуальности в течение продолжительного периода это связано с тем, что среднегодовая обводненность добываемой в стране нефти около 85 %.
Характер обводнения скважин обуславливается геолого-физическими особенностями продуктивного пласта, признаками насыщающих пласт жидкостей и условиями разработки и состоянием призабойной зоны скважин
(ПЗС).
Первоначальный анализ причин обводнения добывающих скважин позволяет уже на начальном этапе правильно назначить комплекс промысловых исследований и вид водоизоляционных работ.
Среди селективных методов наиболее востребованным оказался состав на основе кремнийорганических соединений, имея лучшие технологические и эксплуатационные показатели. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивает фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части не происходит.
Выполнен анализ технологических схем водоизоляционных работ в открытом стволе в зависимости от причины притока воды к забою скважины, а также в обсаженном стволе после первичного освоения скважины. Рассмотрены варианты использования селективного метода водоизоляции с последующей закачкой цементного раствора.
Подбирая технологию установки водоизолирующего экрана с использованием кремнийорганического соединения АКОР в соответствующих условиях указанные в разделе 2.3, можно повысить эффективность и успешность изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.

37

38
ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА
«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»
Студенту:
Группа
ФИО
2Б4Г
Гасанов Фарид Арастун оглы
Школа
ИШПР
Отделение
Нефтегазовое дело
Уровень
образования
Бакалавр
Направление/специальность Нефтегазовое дело
(21.03.01)
Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение»:
1.
Стоимость ресурсов научного исследования
(НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих
-Цена реализации.
2.
Нормы и нормативы расходования ресурсов
Нормы расхода материалов
3.
Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования
Амортизационные отчисления, страховые взносы, основные и накладные расходы, НДС.

39
4.
ФИНАНСОВЫЙ
МЕНЕДЖМЕНТ,
РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
В ходе разработки месторождения проблема ограничения водных притоков в эксплуатационные скважины становится более актуальной.
Огромные убытки приносят простаивание фонда скважин из-за обводнения.
На месторождениях Западной Сибири, главного нефтегазового региона страны, нет месторождения, где бы отсутствовала проблема с обводнением скважин. На некоторых месторождениях, обводнённость достигает более 90%, что составляет половину всего фонда скважин, а также темп обводнения эксплуатационных скважин ежегодно увеличивается.
Работа большого количества скважин из-за обводненности считается нерентабельной и дальнейшая эксплуатации является, экономически нецелесообразна. Подобные скважины на данный момент составляют более 30 тысяч.
4.1
Расчёт затрат на мероприятие
Технология с использованием кремнийорганических соединений на основе AKOP применима во всех типах обводнения: пропласткового обводнения, подошвенных вод, заколонных перетоков для устранения водопритоков по негерметичному цементному кольцу т.д.
Дополнительная нефтедобыча довольно высокая, в результате расходов мероприятия окупается быстро. В среднем количество дополнительной добытой нефти на 1 скважину составляет 1,5 тыс. т, средняя длительность эффекта 12 месяцев.
В составе работ предусматривается проведение геофизических исследований, которые проводятся подрядным способом.
Затраты на проведение РИР рассмотрим на примере скважины № X куст
X.
В состав стоимости одного ремонта скважины включены:
1 Материальные затраты;
2 Заработная плата;