Регламент включает жидкости, рекомендуемые для блокирования продуктивной зоны горизонтального участка ствола скважины на период проведения подземного ремонта, на основании результатов их использования при опытно-промысловых работах, и соответствия их параметров требованиям, предъявляемым к блокирующим жидкостям.
Требования, предъявляемые к блокирующим жидкостям:
1. Жидкость должна быть совместима с пластовыми жидкостями и породой и не ухудшать фильтрационно-емкостные свойства пласта.
2. Жидкость должна иметь низкую фильтрацию, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивной части пласта и облегчает пуск скважины в работу. Требования к скорости инфильтрации блокирующей жидкости в зависимости от проницаемости пласта будут выглядеть следующим образом /1/:
- 0.050-0.100 мкм2...................14.6 x 10 -6 м/с;
- 0.010-0.050 мкм2.................. 2.6 x 10 -6м/с;
- менее 0.01 мкм2...............….1.1 х 10 -6 м/с.
3. Жидкость должна сохранять свои параметры при пластовой температуре не менее 24 час.
4. Жидкость при прокачке должна обладать невысоким гидравлическим сопротивлением, обеспечивающим ее прокачку по «гибкой трубе» диаметром 38 и 44мм.
5. Жидкость должна обладать технологичностью приготовления в условиях единичной скважины и куста скважин.
Данным требованиям соответствуют некоторые жидкости глушения и гидроразрыва. В качестве блокирующих жидкостей предлагаются следующие растворы, прошедшие испытания на скважинах или отвечающие выше перечисленным требованиям.
3.1. Раствор глушения на углеводородной основе (РУО). Прошел испытания на скважине №363 Конитлорского месторождения /13/.
3.1.1. Для приготовления РУО требуется следующее оборудование:
- емкость для приготовления РУО 5-10 м3....................1шт.;
- цементировочный агрегат ЦА-320...........................….2шт.;
- агрегат для подогрева нефти...................................….1шт.;
- автоцистерна с нефтью............................................….1 шт.
Схема расстановки специальной техники представлена на рис.1 приложения 1.
3.1.2. Состав 1 м3 раствора:
- нефть................................................... …………………………1м3;
- синтетическая жирная кислота (СЖК), (20-22 фракция).....18кг;
- 46% водный раствор каустической соды...... …………..…...3.6л;
- утяжелитель – мраморная крошка или сухой мел...(согласно расчета).
3.1.3. В емкость для приготовления раствора (4) заливается нефть в требуемом объеме и нагревается агрегатом подогрева нефти (3) до температуры 70-80град.С.
3.1.4. Затем в нагретую нефть вводится СЖК и перемешивается цементировочными агрегатами в течение 20мин.
3.1.5. После СЖК вводится 46% водный раствор каустической соды и перемешивается в течение 20мин.
3.1.6. Затем раствор охлаждают до 40град.С.
3.1.7. Равномерно вводят утяжелитель-мел при непрерывном перемешивании гидромониторным способом цементировочными агрегатами.
3.1.8. После окончания ввода утяжелителя раствор перемешивается в течение 30 мин.
3.1.9. Параметры раствора должны быть следующие:
- плотность......................……1.0 – 1.18 г/см3;
- вязкость условная............…180 – 280 с;
- СНС 1/10.........................…..3-4 / 6-12дПа.
3.2. Инвертно-эмульсионный раствор (ЖГ-ИЭР) для глушения скважин /12/.
Технология приготовления жидкости ЖГ-ИЭР включает четыре операции:
- приготовление углеводородной (нефтяной) основы;
- приготовление водной (минерализованной) фазы;
- смешение углеводородной и водной фаз и получение ЖГ-ИЭР;
- регулирование параметров ЖГ-ИЭР, если они значительно отличаются от проектных.
Технология приготовления жидкости довольно сложный и трудоемкий процесс. Чем сильнее будет диспергирована водная фаза в углеводородной, чем меньше будет размер капелек воды, тем стабильнее раствор. С учетом этого приготовление раствора обычно осуществляется централизованно, но может производиться и на кусту скважин. При условии централизованного приготовления, перед применением жидкость глушения ЖГ-ИЭР повторно перемешивается агрегатом в емкости приготовления в течение 30мин.
3.2.1. Для приготовления раствора ЖГ-ИЭР в полевых условиях используется следующее оборудование:
- цементировочный агрегат ЦА-320;
- автоцистерна с нефтью;
- автоцистерна с минерализованной водой;
- емкость долива объемом 10-20 м3;
- диспергатор ДГ-2;
- задвижка, З шт.
Схема расстановки специальной техники представлена на рис.2 приложения 1.
3.2.2. По инструкции, утвержденной в ОАО «Сургутнефтегаз», 1м3 раствора ЖГ-ИЭР имеет следующий состав:
- нефть (плотностью 0.86 г/см3)......................…..…300л;
- нефтенол НЗ (ТУ 2483-007-17197708).............…..60л;
- водный раствор CaCl2 (плотностью 1.30 г/см3)…. 640л.
3.2.3. Для приготовления жидкости глушения ЖГ-ИЭР закачать в автоцистерну (2) требуемое количество нефтенола и нефти. При перевозке на куст произойдет перемешивание.
3.2.4. При давлении на агрегатах (1 и 7) до 60 атм. закачать через диспергатор (5) в емкость (4) нефть с нефтенолом из автоцистерны (2), а также половину объема минерализованной воды из автоцистерны (3). При этом в емкости образуется эмульсия.
3.2.5. Присоединить всасывающий патрубок агрегата (1) к нижнему патрубку емкости приготовления, и открыть кран.
3.2.6. Закачать через диспергатор остатки минерализованной воды из цистерны (3) с одновременной подачей другим агрегатом эмульсии из емкости приготовления.
3.2.7. После ввода всех химреагентов, образовавшуюся эмульсию перемешать через диспергатор агрегатом (1) в течение 30-60 мин.
3.2.8. Параметры раствора должны иметь следующие значения:
- плотность......................................................…….....0.9-1.24 г/см3;
- условная вязкость...............................................….15-300 с;
- вязкость пластическая при 46градС..............................35-90 МПа.с;
- динамическое сопротивление сдвига при 46градС......20-120 дПа;
- СНС 1/10…………………………………….......…….. 16-60 / 20-120 дПа;
- электростабильность...........................................…...>100 В;
- показатель фильтрации при 20градС............................0.5-5.0мл/30мин.
3.3. Жидкость гидроразрыва фирмы "Clear water" (на водной основе) прошла опытно-промышленные испытания на скважинах №720 Западно-Сургутского месторождения, №230 Конитлорского месторождения, №3403 и № 3443 Быстринского месторождения, № 350 Восточно-Сургутского месторождения. С учетом опытно-промысловых работ жидкость гидроразрыва фирмы "Clear-water" рекомендуется, как наиболее эффективная блокирующая жидкость.
3.3.1. Жидкость гидроразрыва на 1 м3 имеет следующий состав:
- WGA-1 (гелеобразователь).................................... 3.6 кг/м3;
- BXL-10.0C (сшиватель)……….................................2 л/м3;
- AP-Break (деструктор)………...................................0.03 кг/м3;
- NC-201……………………………………………………0.8кг/м3.
3.3.2. Для приготовления жидкости используется следующее оборудование:
- емкость;
- насосно-компрессорный агрегат НКА или насосный агрегат;
- агрегат ЦА-320 или смеситель (блендер);
- тройник.
Схема расстановки оборудования представлена на рис.3 приложения 1.
3.3.3. Приготовить линейный гель в емкости (6) и структурообразователь в емкости агрегата (4).
3.3.4. Структурированная жидкость готовится смешиванием в тройнике (3) линейного геля, подаваемого насосом НКА (5), и структурообразователя, закачиваемого насосным агрегатом (4).
Условием приготовления жидкости является необходимость регулирования соотношения подачи геля и структурообразователя. При приготовлении жидкости возможно использование отечественной специальной техники. Вместо НКА - отечественных насосных агрегатов 3ЦА-400; УНБ1-400х40; УНБ1-160х63 и другие. Желательно использовать смеситель для приготовления структурированной жидкости ГРП (блендер МС-60) или его отечественный аналог АПС-3 и другие.
3.3.5. Жидкость должна иметь следующие параметры:
- вязкость..............................250 с;
- СНС.....................................60-70 дПа;
- удельный вес.....................1.07 г/см.
3.4. Жидкость гидроразрыва фирмы "BJ" (на углеводородной основе) прошла опытно-промысловые испытания на скважине № 353 Восточно - Сургутского месторождения.
3.4.1. Для приготовления жидкости требуется следующее оборудование:
- насосно-компрессорный агрегат НКА или насосный агрегат;
- емкость;
- смеситель (блендер).
Схема расстановки оборудования представлена на рис.3 приложения 1
3.4.2. Как показали лабораторные исследования 1м3 структурированного геля, получается при следующем составе:
- дизельное топливо................…..1м3;
- гелеобразователь GO-63...........12 л;
- сшиватель XLO-3..............…......12 л;
- деструктор GBO....................…...0.54 л.
3.4.3. Залить дизельное топливо в замерной бункер агрегата НКА (4) или емкость (5).
3.4.4. Добавить гелеобразователь и перемешивать в течение 10мин., получается линейный гель.
3.4.5. Добавить сшиватель и деструктор, перемешать в течение 10мин., получается структурированный гель. Наиболее качественное приготовление геля производится с применением смесителя (блендера).
Вместо НКА также может использоваться отечественные насосные агрегаты: 3ЦА-400; УНБ1-400х40; УНБ1-160х63.
3.4.6. Параметры раствора должны быть следующие:
- вязкость...........................200-250 с;
- СНС..................................60 дПа;
- время деструкции...........24 час.
4. Рекомендации по подбору тампонажных материалов
4.1. Рекомендации по регулированию свойств цементных тампонажных растворов.
Каждая партия поступающего материала для тампонажного раствора должна проходить лабораторный контроль с целью подтверждения его свойств паспортным характеристикам.
Применение цементного раствора не всегда эффективно из-за его низкой проникающей способности. Вследствие его высокой водоотдачи, на контакте с породой формируется плотный фильтрационный слой, или на поверхности изолируемых каналов наращивается «корка» из грубых частиц цемента, что препятствует дальнейшему заполнению изолируемых каналов цементным раствором даже при высоких давлениях. Для повышения эффективности проведения изоляционных работ требуется применение цементных растворов с низкой водоотдачей, небольшим временем гелеобразования при остановке его закачки и с восстановлением подвижности при возобновлении продавки /3/.
Рекомендации по регулированию свойств тампонажных растворов:
4.1.1. Гидравлическая активация цементного раствора /14/.
4.1.2. Механическая активация цементного раствора позволяет увеличить прочность цементного камня на 20-30 %.
4.1.3. Добавка высокодисперсных окислов кремния (ВЭО) таких, как аэросил, бутосил, метаксиаэросил.
Добавка ВЭО оказывает существенное влияние на структурно-механические параметры тампонажных растворов. Благодаря большой удельной поверхности, ВЭО равномерно распределяется по объему раствора, пластифицирует суспензию. Образуется устойчивая коагуляционная структура, обеспечивается повышенная водоудерживающая способность дисперсии и ее подвижность. Прочность цементного камня (даже из лежалого цемента) увеличивается на 15-30%.
ВЭО рекомендуется применять:
- в скважинах с приемистостью более 150 м3/сут. в малых концентрациях от 0.05-0.2% для повышения прочности камня и снижения его газопроницаемости;
- в скважинах с низкой проницаемостью в концентрации 0.2-0.5% для повышения проникающей способности тампонажных растворов.
4.1.4. Применение цементов с повышенными тиксотропными свойствами и пониженной водоотдачей, что достигается введением в цементный раствор водонабухающего полимера (ВНП) /3, 4/.
Исследованиями, проведенными ВНИИБТ /11/, определено, что оптимальная добавка порошкового ВНП к массе сухого цемента составляет 0.25-0.35% при водоцементном факторе 0.5. ВНП обеспечивает снижение растекаемости в 2 раза, снижение водоотстоя в 1.5 раза, снижение водоотдачи, обеспечивает прочный контакт с изолируемой поверхностью без усадочных явлений.
4.2. Рекомендации по выбору изоляционных материалов.
4.2.1. При проведении изоляционных работ рекомендуется применять цемент для умеренных температур ПЦТ1-СС-100 по ГОСТ 1581-96.
4.2.2. Для повышения прокачиваемости может быть также рекомендовано применение цементных растворов на углеводородной основе в соответствии с РД /9/.
4.2.3. При приемистости интервала изоляции менее 120-150 м3/сут. рекомендуются к применению хорошо проникающие изоляционные материалы на основе полимеров, для чего могут быть использованы кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН (марки АКОР-БН 100, 101, 102, 103, 104 и АКОР-БН 300), АКОР-МГ, водорастворимые тампонажные составы ВТС-1, ВТС-2 /15/. Данные смеси используются для изоляции заколонных перетоков для наклонно-направленных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз».
Кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН производятся в соответствии с ТУ 2458-001-01172772-99, АКОР-МА (АКОР-МГ) по ТУ 2458-189-00147001-99. Применение данных материалов производить в соответствии с инструкцией по их применению, разработанной ОАО НПО «Бурение» г. Краснодар, применение ВТС-1, ВТС-2 в соответствии со стандартом объединения «Сургутнефтегаз» от 13.11.86 г. /15/.
Тампонажные материалы группы АКОР-БН, МГ не обладают высокими прочностными характеристиками, поэтому, при ликвидации заколонных перетоков и большой раскрытости трещин в цементном кольце или при отсутствии цемента за колонной, требуется их докрепление цементом.
4.2.4. Лабораторные исследования и положительный опыт проведения изоляционных работ институтом «ЗапсиббурНИПИ» /3/ дают возможность рекомендовать к применению композицию на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция.
Технология проведения работ предусматривает закачку изоляционной композиции в следующей последовательности:
- 11% водный раствор хлорида кальция - 1 м3;
- дизельное топливо – 0.1 м3 (безводная нефть);
- смесь синтетической виноградной кислоты с ЭТС-40 (150 кг СВК с 1м3 ЭТС-40);
- дизельное топливо – 0.1 м3 (безводная нефть);
- продавочная жидкость в расчетном объеме.
Скважина выдерживается на реакции не менее 12 час.
4.2.5. Состав на основе поливинилового спирта и гидрофобной кремнеорганической жидкости.
Технология проведения работ предусматривает закачку изоляционной композиции в следующей последовательности:
- смесь 5-7.5% водного раствора ПВС и ГКЖ-10 в объемном соотношении 1:1;
- продавочная жидкость в расчетном объеме.
Данные лабораторных исследований по перечисленным композициям, выполненные «ЗапсиббурНИПИ», приведены в табл.1, 2, 3, 4 приложения 2.
5. Подготовка и работа наземного оборудования
5.1. Перед началом работ проводится комплекс промыслово-геофизических исследований по определению технического состояния эксплуатационной колонны и источника обводнения призабойной зоны пласта,
на основании которых составляется план изоляционных работ в соответствии с пп.1.2-1.4.
5.2. Подготовительные работы производятся в соответствии с правилами и инструкциями, утвержденными ОАО «Сургутнефтегаз», по проведению капитального ремонта скважин с подъемным агрегатом и с использованием оборудования «гибкая труба».
5.3. При проведении ремонтных работ с подъемным агрегатом используется следующее оборудование и специальная техника:
- насосный агрегат, ЦА-320 – 2 ед.;
- автоцистерна емкостью 10-12м3 – 1 ед.;
- цементная установка (УЦС, УСГ-16 – гомогенизирующие цементосмесительные установки, СМ-20, СМ-4) (применяется при цементировании) – 1 ед.;
- осреднительная емкость 1.5-3 м3 (применяется при цементировании) – 1 ед.;
- активатор (применяется при цементировании) – 1 ед.;
- емкость долива с запасом продавки жидкости 20 м3 – 1 ед.;
- кислотный агрегат (применяется при использовании изоляционного материала ВТС-1) – 1 ед.;
- смеситель для приготовления структурированной жидкости «BJ», «Clear Water» – МС-60 или АПС-3 (отечественный аналог производства Воронежского электромеханического завода);
- ППУ при проведении работ в зимнее время.
5.4. При использовании «гибких труб» используется стандартное оборудование, применяемое на установках «гибкая труба» фирм «Стюарт-Стивенсон», «Хайдра Риг» и производства белорусских предприятий ФИД. Вместо НКА возможно применение насосных агрегатов отечественного производства 3ЦА-400, УНБ1-400х40, УНБ1-160х63 для приготовления структурированных жидкостей «BJ», «Clear Water».
5.5. Расстановку применяемой специальной техники для приготовления и закачки блокирующей жидкости, тампонажного материала произвести в соответствии со схемами приложения 1, рис.5.1.
5.6. Приготовление структурированных жидкостей, применяемых в качестве блокирующих, производится на основе инструкций по их приготовлению по рецептурам, рекомендованным фирмами «BJ» и «ClearWater». Приготовление РУО, ЖГ-ИЭР производить в соответствии с инструкциями на их приготовление.
5.7. Перед началом работ вся система напорных линий должна быть опрессована на давление в 1.5 раза превышающее максимально ожидаемое давление. Насосные агрегаты, обратные и предохранительные клапана должны быть проверены на работоспособность при ожидаемом давлении.
5.8. Руководство процессом осуществляется ответственным представителем из числа инженерно-технических работников, который проверяет готовность специальной техники к работе, производит инструктаж с персоналом по технологии проведения работ.
5.9. Выбор тампонажных материалов производится в соответствии с рекомендациями, изложенными в п.4 и приложении 3.
5.10. При загрузке цементосмесительных машин тампонажный материал должен просеиваться через сетку с ячейками не более 10х10 мм.
5.11. Гидрофобные высокодисперсные окислы кремния (аэросил, метоксиаэросил) вводятся в тампонажный цемент в сухом виде при загрузке цементосмесителей /14/. Для получения однородной смеси на каждый мешок цемента вводится определенное количество окислов. Так, при дозировке 0.1%, аэросила на каждый мешок добавляется 500 см3 (50гр.). Гидрофильные высокодисперсные окислы кремния (диэтиленгликольаэросил) следует вводить в воду затворения и перемешивать цементировочным агрегатом в течение 10 мин.
5.12. Для обеспечения качественного цементирования обязательно должны применяться гидравлический активатор и осреднительная емкость.
5.13. Обвязку цементировочной техники при приготовлении активированного раствора производить по схеме на рис.5.1 /9/. Цементировочный агрегат (1) подает воду в смесительное устройство СМ-20 (2). Цементировочный агрегат (3) откачивает его из приемной емкости (8) через гидравлический активатор (4) с перегородкой в осреднительную емкость (5). После выравнивания раствора до проектной плотности агрегат (3) закачивает тампонажный раствор в скважину (6). Агрегат (1) забирает из емкости (7) продавочную жидкость и через замерный бункер закачивает её в скважину.
5.14. При применении гомогенизирующих установок УЦС, 1УСГ-16, УЦС-16, установки включаются в схему обвязки в соответствии с инструкцией по их применению.
5.15. В процессе затворения цемента или тампонажной смеси необходимо ареометром непрерывно контролировать плотность тампонажного раствора и по данным замеров корректировать работу цементосмесительной машины.
5.16. При прокачивании раствора через активатор агрегат должен работать на максимальной подаче и поддерживать максимальный перепад давления.
 |
установка «гибкая труба» (9)
 | ||||
 |  | |||
осреднительная емкость(5)
 |
 | |||
| |||
приемная емкость (8)
активатор (4)
ЦА-320 (1)
НКА
цементосмеситель (2) ЦА-320 (3)
Рис.5.1. Схема обвязки специальной техники при проведении РИР
6. Технология проведения водоизоляционных работ
Необходимым условием проведения РИР является герметичность эксплуатационной колонны для предупреждения подъема цемента вверх по колонне.
6.1. Порядок проведения РИР со спуском насосно-компрессорных труб.
6.1.1. Установить подъемный агрегат и оборудовать устье скважины согласно плана работ и действующих регламентирующих документов. Установить на устье скважины герметизирующее устройство ГП-1-154 
40 или превентор ПМТ-156 с герметизирующим, промывочным устройством (приложение 4) в зависимости от категории скважины.
6.1.2. Промыть скважину жидкостью глушения удельным весом, соответствующим пластовому давлению, в соответствии с правилами (инструкциями) на глушение скважин, утвержденными в ОАО «СНГ» для данной группы пластов (месторождений) /6,7/.
6.1.3. Спустить в скважину технологическую колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73мм и группы прочности «К» или «Е» в зависимости от ожидаемых нагрузок. Муфты НКТ должны иметь скошенные фаски, башмак НКТ оборудуется «пером» с опрессовочным устройством.
6.1.4. Произвести опрессовку НКТ с последующим допуском и обратной промывкой забоя скважины. Определить приемистость при режиме работы агрегата, обеспечивающем установившееся давление в течение 10 мин.
6.1.5. Начать закачку блокирующей жидкости с расходом агрегата, достигнутым на установившемся режиме приемистости, при открытом затрубном пространстве до заполнения горизонтального фильтра. Объем блокирующей жидкости рассчитывается с учетом объема горизонтального ствола скважины, объема кольцевого пространства за фильтрами и коэффициента кавернозности 1.15.
6.1.6. Последующую продавку продолжить при закрытом затрубном пространстве.
6.1.7. Заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью фиксируется ростом давления на агрегате до 12-13МПа при одновременном снижении расхода закачиваемой жидкости.
6.1.8. Если весь объем блокирующей жидкости закачать не удалось, необходимо закачку продавочной жидкости продолжить в объеме, требуемом для установки равновесия между столбом жидкости в трубном и затрубном пространствах. Расчет ведется из условия, что объем трубного пространства относится к затрубному пространству в соотношении 1:3. Удельный вес блокирующей жидкости (при работе на НКТ) желательно иметь равным удельному весу жидкости глушения, с целью предупреждения перетоков при СПО.
6.1.9. Плавно снизить давление закачки блокирующей жидкости и давление в затрубье, убедиться в отсутствии перетоков.
6.1.10. Поднять НКТ на 3-4 м ниже верхнего интервала изоляции.
6.1.11. Промыть верхний интервал фильтра от блокирующей жидкости закачкой 0.3–0.5 м3 жидкости глушения при открытом затрубном пространстве.
6.1.12. Промыть интервал изоляции от остатков технологических жидкостей закачкой водного раствора ПАВ.
6.1.13. Определить приемистость на том же режиме работы агрегата, что и в начале производства работ (без блокирующей жидкости).
6.1.14. При приемистости более 150 м3/сут. дальнейшие работы производятся в следующей последовательности.
6.1.14.1. Закачивание и продавливание тампонажного раствора производят через НКТ под давлением 10.0-11.0 МПа, но не превышающем давление стабилизации более, чем на 0.5-1.0 МПа.
6.1.14.2. При закачке тампонажной и продавочной жидкостей необходимо штуцировать выкид из затрубного пространства для исключения явления образования вакуума, что обеспечит надежный контроль за движением тампонажной смеси.
6.1.14.3. При продавке тампонажного раствора не рекомендуется допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже при высокой приемистости продавку вести при минимальной подаче жидкости с периодическими (на 3-4 мин.) остановками закачки для формирования прочной фильтрационной корки. Цементы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется, что, в конечном итоге, обеспечит эффективность работ.
6.1.14.4. Расположение НКТ в интервале изоляции, при задавливании цементных растворов, не допустимо, так как, из-за интенсивной инфильтрации жидкой фазы из цементного раствора, сокращаются сроки схватывания смеси, что может привести к прихвату НКТ.
6.1.14.5. Исключить возможность попадания тампонажного раствора в затрубное пространство. Поднять НКТ на 10-15м выше интервала изоляции и излишки цементного раствора вымыть обратной промывкой с контролем их выноса.
6.1.14.6. После ОЗЦ определить глубину кровли цементного моста и опрессовать эксплуатационную колонну на проектное давление.
6.1.14.7. Разбурить цементный мост и промыть скважину до забоя.
6.1.14.8. При применении в качестве блокирующей жидкости раствора на углеродной основе с твердой фазой (мел, мраморная крошка) произвести установку кислотной ванны в горизонтальный ствол с последующей промывкой.
6.1.14.9. Освоить скважину пенной системой или снижением уровня азотной установкой ПАКК-9/160 до получения устойчивого притока жидкости при депрессии, не превышающей 2.0-3.0 МПа /2/.
6.1.14.10. При получении положительного результата скважина передается заказчику для спуска подземного оборудования.
6.1.14.11. При отсутствии притока в процессе освоения произвести СКО.
6.1.14.12. При получении устойчивого притока воды по согласованию с заказчиком провести геофизические исследования на «гибкой трубе» по уточнению результатов предыдущих исследований, по определению источника обводнения и профиля притока. При подтверждении наличия заколонной циркуляции работы повторить.
6.1.14.13. При выявлении поступления воды в интервал горизонтального ствола Технический совет совместно с Заказчиком принимает решение о целесообразности дальнейшего продолжения работ. Отсутствие отработанной технологии направленной изоляции интервалов горизонтального ствола скважины от обводнения нагнетаемой водой делает работы мало успешными. Наиболее проблематичным является такое решение для незацементированных горизонтальных участков, оборудованных фильтрами типа ФГС.
6.1.14.14. Для горизонтальных скважин, имеющих зацементированные фильтры или незацементированные щелевые фильтры, возможно проведение опытно-промысловых работ по отдельному плану, разработанному совместно с ТО «СургутНИПИнефть».
6.1.15. При отсутствии приемистости изолируемого интервала или наличии приемистости менее 150 м3/сут. возможно проведение кислотной обработки с последующей повторной установкой блокирующей жидкости. В случае использования в качестве блокирующей жидкости раствора на углеводородной основе, отсутствует его деструкция и необходимость повторной установки.
6.1.16. При недостижении достаточной приемистости рекомендуется проведение изоляционных работ через специальные перфорационные отверстия выше пакера ПДМ. Порядок проведения работ следующий:
6.1.16.1. Установить на НКТ разделительную мостовую пробку МПЦ-190А.
6.1.16.2. Установить цементный мост на разделительную пробку, закачкой цементного раствора в объеме 0.5-0.7 м3 через НКТ с последующей срезкой излишнего раствора на 10-15 м выше разделительной пробки.
6.1.16.3. После ОЗЦ опрессовать эксплуатационную колонну, поднять НКТ и произвести перфорацию эксплуатационной колонны (ПК-105 – 5 отверстий на 1 п.м).
6.1.16.4. С целью уточнения наличия заколонного перетока произвести работы по вызову притока с последующим ГИС.
6.1.16.5. При подтверждении перетока определить приемистость.
6.1.16.6. В случае плохой приемистости (менее 150 м3/сут. при давлении 120-140 атм.) произвести кислотную обработку интервала перфорации.
6.1.16.7. При достижении приемистости 150 м3/сут. произвести работы в соответствии с п.6.1.14 настоящего регламента.
6.2. Порядок проведения работ с установки «гибкая труба».
6.2.1. Для проведения изоляционных работ с установкой «гибкая труба» скважина оборудуется технологическими трубами (НКТ диаметром 89мм.) со специальным патрубком (мандрелью) для установки газлифтного клапана. Трубы должны иметь равнопроходное сечение не менее 76 мм. Глубина спуска НКТ в горизонтальных скважинах – 50-100м выше фильтра, в скважинах с боковыми стволами – 1м выше воронки адаптера.
6.2.2. План производства работ на спуск технологического лифта согласовывается с СУПНП и КРС.
6.2.3. Производство работ на «гибкой трубе» проводится в соответствии с «Технологическим регламентом на производство работ с использованием оборудования «гибкая труба» на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» от 10.09.96г.
6.2.4. С учетом необходимости прокачки вязких, структурированных жидкостей используется «гибкая труба» диаметром 44.5мм (1.75”) длиной, соответствующей искусственному забою ГС.
6.2.5. Устье скважины оборудуется специальной планшайбой с запорной арматурой, имеющей диаметр проходного сечения не менее 76мм.
6.2.6. Спустить перо диаметром 55 мм на «гибкой трубе», промыть скважину до искусственного забоя. В случае наличия в скважине участка открытого забоя глубина спуска пера ограничивается башмаком обсадной колонны.
6.2.7. Определить и зарегистрировать приемистость при давлении 10.0-12.0 МПа и режиме агрегата, обеспечивающем установившееся давление в течение 10 мин. В случае наличия в скважине участка открытого забоя глубина спуска пера ограничивается башмаком обсадной колонны.
6.2.8. Произвести закачку блокирующей жидкости при открытом кране высокого давления до заполнения горизонтального фильтра на 10м выше верхних дыр перфорации. Объем блокирующей жидкости рассчитывается с учетом объема горизонтального ствола скважины, объема кольцевого пространства за фильтрами и коэффициента кавернозности 1.15.
6.2.9. При установке блокирующего экрана в ГС с применением «гибкой трубы» удельный вес блокирующей жидкости не регламентируется.
6.2.10. Последующую закачку расчетного количества блокирующей жидкости с учетом заколонного пространства осуществлять продавкой под давлением, близким к давлению при определении приемистости, с одновременным подъемом «гибкой трубы» до глубины 3-5м ниже кровли фильтра. Перекрытие горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью фиксируется ростом давления и его стабилизацией при остановке закачки.
6.2.11. Плавным открытием КВД снизить давление до атмосферного.
6.2.12. При открытом КВД и затрубном пространстве прокачать 0.5-0.8м3 жидкости глушения для освобождения от блокирующей жидкости интервала изоляции, перекрытого «гибкой трубой». Убедиться в наличии циркуляции между НКТ 89 мм и эксплуатационной колонной.
6.2.13. Закачать водный раствор ПАВ в интервал изоляции с целью очистки его от остатков технологических жидкостей и определить приемистость интервала изоляции.
6.2.14. При приемистости более 150 м3/сут. дальнейшие работы будут производиться в следующей последовательности.
6.2.14.1. Произвести цементную заливку под давлением 10.0-11.0 МПа с одновременным подъемом пера «гибкой трубы» и остановкой на 5-10 м выше интервала изоляции.
6.2.14.2. При закачке тампонажной и продавочной жидкостей необходимо штуцировать выкид из затрубного пространства для исключения явления образования вакуума и обеспечения надежного контроля за движением тампонажной смеси.
6.2.14.3. При продавке тампонажного раствора не рекомендуется допускать высоких скоростей подачи жидкости. Даже при высокой приемистости продавку вести при минимальной подаче жидкости с периодическими (на 3-4 мин.) остановками закачки для формирования прочной фильтрационной корки. Цементы с пониженной водоотдачей обеспечивают формирование тонкой и прочной фильтрационной корки. Периодическими остановками процесса при низких скоростях нагнетания наращивание корки ускоряется, что, в конечном итоге, обеспечит эффективность работ.
6.2.14.4. После закачки цементного раствора произвести срезку остатков цементного раствора с оставлением моста 20-30м.
6.2.14.5. Произвести промывку скважины по «гибкой трубе» с одновременным ее подъемом и противодавлением 5.0 МПа. После выхода пера из воронки подключить промывку кольцевого пространства между НКТ диаметром 89 мм и эксплуатационной колонной без остановки промывки по «гибкой трубе». Объем промывки 1.5 объема эксплуатационной колонны на глубину спуска НКТ.
6.2.14.6. Оставить скважину на ОЗЦ под давлением 4.0-5.0МПа.
6.2.14.7. Спустить «на гибкой трубе» перо и промыть скважину до цементного моста.
6.2.14.8. Спустить на «гибкой трубе» забойный двигатель Д1-54 с расширителем диаметром 70 мм. Разбурить цементный мост до интервала на 1-2 м ниже кровли фильтра. Промыть скважину. Произвести опрессовку эксплуатационной колонны.
6.2.14.9. При герметичности эксплуатационной колонны разбурить цементный мост. Промыть скважину до «чистой воды».
6.2.14.10. Спустить на «гибкой трубе» перо, промыть скважину до забоя от блокирующей жидкости.
6.2.14.11. Освоить скважину пенной системой или снижением уровня азотной установкой ПАКК-9/160 до получения устойчивого притока жидкости при депрессии, не превышающей 2.0-3.0 МПа.
6.2.14.12. При применении в качестве блокирующей жидкости раствора на углеродной основе с твердой фазой (мел, мраморная крошка) произвести установку кислотной ванны в горизонтальный ствол с последующей промывкой.
6.2.14.13. При получении положительного результата скважина передается заказчику для спуска подземного оборудования.
6.2.14.14. При отсутствии притока в процессе освоения произвести СКО. Промыть горизонтальный ствол с применением устройства с боковыми наклонными насадками. Повторно освоить скважину.
6.2.14.15. При получении устойчивого притока воды по согласованию с заказчиком провести геофизические исследования на «гибкой трубе» по уточнению результатов предыдущих исследований, по определению источника обводнения и профиля притока. При подтверждении наличия заколонной циркуляции работы повторить.
6.2.14.16. При выявлении поступления воды в интервал горизонтального ствола Технический совет совместно с Заказчиком принимает решение о целесообразности дальнейшего продолжения работ. Отсутствие отработанной технологии направленной изоляции интервалов горизонтального ствола скважин от обводнения нагнетаемой водой делает работы мало успешными. Наиболее проблематичным является такое решение для незацементированных горизонтальных участков, оборудованных фильтрами типа ФГС.
6.2.14.17. Для ГС, оборудованных щелевыми фильтрами и горизонтальными зацементированными эксплуатационными колоннами с последующей перфорацией, возможно проведение опытно-промысловых работ по отдельному плану, разработанному совместно с ТО «СургутНИПИнефть».
6.2.15. При отсутствии приемистости изолируемого интервала или наличии приемистости менее 150 м3/сут. возможно проведение кисло