Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Объединение Татнефть. Первые работы по ограничению притока воды с применением смолы ТСД-9 в скважинах объединения Татнефть были проведены с участием БашНИПИнефть. В последующем эти работы вели сами НГДУ, а с организацией специализированного Лениногорского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капита

льному ремонту скважин (ЛУПНП и КРС) масштабы применения смолы резко увеличились.

Основными объектами проведения РИР были скважины девонских залежей Ромашкинского, Ново-Елховского и Бондюжского месторождений. Наиболее типичным в указанной группе является Ромашкинское месторождение, в скважинах которого проведено наибольшее количество РИР с применением смолы ТСД-9.

Основным эксплуатационным объектом Ромашкинского месторождения является горизонт Дг пашийских отложений нижнефранекого подъяруса, залегающих на глубине 1700 м. Залежь нефти приурочена к терригенным породам, имеющим исключительно сложное геологическое строение. В разрезе горизонта Д, выделены шесть песчано-алевритовых пластов, отличающихся между собой как по толщине и коллекторским свойствам, так и по характеру их распространения по площади.

Нефти девонских залежей относятся к легким нефтям; величина их вязкости в пластовых условиях в пределах различных месторождений Татарии изменяется от 0,2 до 0,6 мПа-с при температуре 40°С. Величина пластовой температуры колеблется в пределах 35-40°С.

Все месторождения характеризуются упруговодонапорным режимом и разрабатываются с поддержанием пластового давления заводнением. Залежь нефти Ромашкинского месторождения разрезана на ряд площадей, разрабатывающихся самостоятельно. Все пласты эксплуатируются через общий фильтр.

Исправление негерметичного цементного кольца. Трудности проведения этого вида РИР обусловливаются сложными гидродинамическими условиями: наличием как минимум двух пластов с различным пластовым давлением и, как следствие этого, перетоком жидкости из одного пласта в другой.

Подавляющее большинство РИР выполнено с закачкой раствора смолы ТСД-9 по следующим технологическим схемам:

через интервал перфорации продуктивного пласта - по схеме селективной изоляции;

через интервал специальных отверстий в кровельной части пласта-обводнителя для ликвидации нарушений в цементном кольце и исключения, из разреза скважины водоносного пласта как коллектора вообще;

через интервал специальных отверстий в кровельной части пласта-обводнителя с отключением продуктивного пласта или его интервала (перенос фильтра),

При проведении РИР по второй и третьей схемам продуктивный пласт предварительно изолируют цементным раствором. Затем перфорируются специальные отверстия, через которые закачивают раствор смолы при посаженном между ними и продуктивным пластом пакера.

По всем схемам интервалы специальных отверстий и продуктивного пласта перекрывают мостом из смолы или цементного камня. Затем при проведении РИР по первым двум схемам мост разбуривают в интервале продуктивного пласта полностью, и пласт перфорируют в прежних интервалах. По третьей схеме мост разбуривают лишь в пределах интервала пласта, назначенного для перфорации. При переходе на другой пласт мост из смолы или цементного камня в пределах прежнего интервала перфорации можно не вскрывать.

В целом успешность проведенных работ также низка: из 62 скважиноопераций успешными оказались 25, или 40,3%.

Отключение продуктивного пласта. В объединении Татнефть это наиболее многочисленная группа РИР, выполняемых с использованием смолы ТСД-9 - 139 скважиноопераций. Средняя успешность проведенных работ - 61,2%.

В зависимости от расположения отключаемого пласта РИР этого вида делятся на две группы:

- отключение верхних и средних (промежуточных) пластов;

- отключение нижних пластов.

Технологически эти работы осуществляются по двум схемам:

- закачкой раствора смолы в интервал перфорации отключаемого пласта;

- установкой "летучки" и герметизацией ее растворами смолы. При отключении верхних пластов нижние, как правило, перекрывают песчаными пробками или цементными мостами, которые затем вымывают или разбуривают. При отключении нижних пластов верхние пласты предварительно изолируют закачкой цементного раствора для предупреждения проникновения в них растворов смолы.

3.5 Оборудование применяемое при ВИР

Цементировочная арматура

Для цементирования с заливочными трубами применяют цементировочную арматуру типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции Азинмаша, цементировочную головку грозненского типа или нижнюю часть фонтанной арматуры. Это же оборудование используют при химическом тампонаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, кислотной обработке призабойных зон, при определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и других работах. Цементировочная арматура герметизирует кольцевое пространство между колонной заливочных труб и эксплуатационной колонной. Это позволяет выполнять прямую и обратную промывку, а также продавку жидкости в фильтр скважины через заливочные трубы или кольцевое пространство. На промыслах объединения Грознефть широкое распространение получила цементировочная головка грозненского типа. Она может быть установлена на 168-лш и 219-лш эксплуатационных колоннах. В средней части корпуса головки имеется патрубок, к которому присоединяют манометр для замера давления в затрубном пространстве. Герметизация затрубного пространства в головке грозненского типа осуществляется с помощью двух шарнирных колец, уплотняющего резинового элемента и резиновой зажимной гайки. Резиновый элемент головки (цилиндрической формы) разрезан так, что его можно надеть на колонну труб, спущенных в скважину. Каждая цементировочная головка имеет набор шарнирных колец и резиновых элементов для труб диаметром от 48 мм до 114 мм.

Цементировочная головка грозненского типа рассчитана на работу при давлении в колонне до 200 атм., она позволяет в процессе работ (при наличии давления в затрубном пространстве) расхаживать заливочные трубы в интервале, равном длине верхней трубы.

Заливочные трубы

При цементировании в качестве заливочных труб применяют насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 мм и выше, бурильные трубы с высаженными наружу концами диаметром от 60 мм и выше и бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 89 мм и выше. В 114-мм эксплуатационной колонне в виде исключения применяют 48-мм заливочные трубы. Применение в качестве заливочных труб 73-мм бурильных труб с высаженными внутрь концами связано с риском забить трубы цементным раствором.

На промыслах объединения Азнефть для цементирования применяют двухступенчатую колонку заливочных труб. Ее верхнюю ступень составляют из 114-мм насосно-компрессорных труб, а нижнюю ступень из 73-мм труб. В глубоких скважинах применяют трехступенчатую колонну труб, состоящую из 73-мм и 114-лш насосно-компрессорных труб и 89-мм бурильных труб (из стали марки Е).

На промыслах объединения Грознефть обычно используют двухступенчатую колонну заливочных труб. Нижняя ее часть состоит из десяти-пятнадцати 60-мм насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами со снятой фаской; эту часть колонны называют хвостовиком. Верхнюю часть колонны составляют из 89-мм бурильных труб. Многолетняя практика изоляционных работ подтвердила безопасность применения 89-мм бурильных труб в верхней части колонны при цементировании в скважинах глубиной 1000-2500 м.

 Скачать реферат