Капітальний ремонт свердловин (КРС) є одним з найважливіших ланок нафтовидобутку, адже від стану фонду свердловин залежать не тільки поточні, а й кінцеві результати розробки родовища. На пізній стадії розробки ВРХ має особливе значення. Сьогодні близько 30-35% всіх свердловин ВАТ "Татнефть" мають вік понад 40 років. В умовах різкого збільшення частки "важких" ремонтів останніми роками посилюється спеціалізація ремонтних бригад і освоєння нових перспективних технологій капітального ремонту. Роль капітального ремонту в забезпеченні планових рівнів видобутку буде підвищуватися з року в рік. Головне завдання ВРХ - підтримка працездатності фонду експлуатованих свердловин - вирішує Управління ВРХ і ПНП ВАТ "Татнефть".
Про капітальний ремонт свердловин мова заходить в тих випадках, коли виявлені неполадки в продуктивному горизонті, привибійної зоні, пошкоджені конструктивні елементи свердловини. Під час ВРХ усуваються порушення герметичності експлуатаційної колони, ліквідуються заколонних перетоки, замінюються відслужили конструктивні елементи, очищається Привибійна зона, здійснюється переклад свердловини на нові продуктивні пласти, ліквідуються аварії внутріскважінного обладнання. Найбільш загальним показанням до ремонту видобувної свердловини є зменшення її дебіту, а нагнетательной - зниження прийомистості.
Чи не приділяючи належної уваги капітального ремонту свердловин, однією зі складових якого є застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів (ПНП), неможливо домогтися ефективної видобутку нафти. Націленість компанії на дбайливе поводження з родовищами і збереження нафти для майбутніх поколінь визначає і відповідне ставлення до проведення ВРХ.
Капітальний ремонт включає 13 окремих видів ремонтних робіт - від геофізичного дослідження свердловини до її фізичної ліквідації. ВРХ можна розділити на кілька базових напрямків. Першим з них є герметизація експлуатаційної колони, в процесі якої здійснюється ліквідація пошкоджень колони - отворів, тріщин і т.д. Другий напрямок - гідроізоляційні роботи, забезпечує зниження витрат на видобуток нафти за рахунок зменшення видобутку попутної води і відповідного збільшення видобутку нафти. Ще одним важливим напрямом ВРХ є стимуляція свердловин. В процесі експлуатації відбувається забруднення привибійної зони пласта частинками, які надходять з самої свердловини (пласта) і потрапляють зверху під час експлуатації та ремонту, продуктами корозії експлуатаційної колони і т.д. Стимуляція забезпечує нормальне сполучення пласта зі свердловиною. Вона проводиться хімічними (в основному вплив кислотами або розчинниками різних відкладень) і фізичними методами. Нарешті, четвертий напрям присвячено ліквідації внутрішньосвердловинним ускладнень, пов'язаних з аваріями обладнання.
В останні 5 років значно збільшилася частка "важких" ремонтів, до яких відносяться герметизація експлуатаційних колон, ліквідація аварій та ускладнень, відключення пластів, збільшення продуктивності видобувних і нагнітальних свердловин. Додайте сюди той факт, що двох однакових свердловин не буває - у кожної свої "болячки" і "загадки". Природно, необхідність індивідуального підходу значно підвищує складність ремонту. Тому фахівців з ВРХ часто називають хірургами свердловин, хоча на відміну від хірургів працюють вони наосліп і на великій глибині.
Герметизація експлуатаційної колони
Перш ніж герметизувати колону, треба спочатку знайти пошкоджену ділянку. Даний напрямок ВРХ є досить проблемною областю, перш за все, через відсутність обладнання, яке б дозволило "залізти" в колону і побачити пошкодження експлуатаційної колони. Геофізики визначають місце пошкодження за рахунок зміни температурного режиму. Їх метод заснований на тому, що після вилучення обладнання свердловина повністю заповнюється рідиною і відбувається вирівнювання температурного режиму. При витоку рідини через пошкоджену ділянку температура змінюється. Іншим варіантом є застосування витратоміра. Але 100% -ного методу знаходження пошкоджених ділянок немає ще ні в кого в світі. На Заході є більш досконалі прилади, але вони дуже дорогі - їх вартість може сягати $ 1 млн. До того ж такі геофізичні прилади, як, наприклад, дорогі свердловинні акустичні телевізори, показують тільки вже отвір в колоні. А місця потенційних пробоїн, де залишається кірка товщиною 2-3 мм, з їх допомогою побачити не можна. Такі прилади вимагають і спеціальної підготовки свердловини, яка повинна бути ідеально чистою. Тому успішність робіт по визначенню ділянок ушкодження експлуатаційних колон багато в чому залежить від людського фактора, і фахівці "Татнафти" знаходяться в пошуку більш ефективних методів.
Одним з найбільш надійних методів локалізації пошкоджених ділянок на сьогоднішній день є застосовуваний фахівцями "Татнафти" метод опресування свердловин. У компанії розроблено унікальне обладнання - пристрій для поінтервального опресування колон. Спочатку за допомогою спускається на кабель-канаті, так званого пакера Камільянова (його розробником є Тімербай Камільянов, провідний інженер-конструктор Альметьєвська УПНП і ВРХ), виконується поінтервального пакерованіе, після чого проводиться поінтервального опресовування. При цьому порушення герметичності експлуатаційних колон в нагнітальних свердловинах визначаються методом створення тиску (скажімо, 100 атм.), А в видобувних - навпаки, методом зниження рівня (на приплив).
Що стосується самих технологій ремонту, в "Татнефти" застосовується цілий ряд нових методів і матеріалів. Наприклад, в компанії працює унікальне обладнання для установки металевих "пластирів" в інтервалах порушення цілісності експлуатаційних колон. За допомогою спускається "пластиру", що представляє собою м'яку трубу "в гармошку", расширяемого в пошкодженому інтервалі, закриваються пошкоджені ділянки колони. Якщо одна труба має довжину 15 метрів, то за допомогою збірних перекривателей можна закривати ділянки колони довжиною 100-200 метрів, що нагадують до ремонту решето. Поки дана технологія знаходиться в стадії промислових випробувань і доопрацювання. Але вже сьогодні можна говорити про те, що з її допомогою забезпечується економія цементу, обсадних труб, при цьому час ремонту скорочується в 4-14 разів. До того ж багато разів збільшується термін служби відремонтованого інтервалу і досягається місцеве посилення кріплення свердловини.
При герметизації колон використовуються також "летючки" -труби меншого діаметру. які спускаються на пошкоджені ділянки і цементується. У ТатНІПІнефть розроблено нецементіруемое знімне обладнання, в якому герметизація забезпечується за рахунок армування гумою. Коли після закінчення певного періоду часу гума починає "пропускати" рідина, в свердловину спускається різак-уловлювачі, який одночасно ріже і витягує "летючку". З метою герметизації застосовуються також пакер-гільзи, які встановлюються між НКТ і експлуатаційної колоною. Надійних вітчизняних пакеров сьогодні не вистачає, тому ремонтники "Татнафти" працюють в основному з імпортними.
Крім цементу для герметизації використовуються і інші матеріали, розробка і випробування яких ведеться постійно. Серед них - # кремнийорганические продукти, високомодульний і гібкомодульное рідке скло, різні смоли. В даний час для цих цілей опрацьовується метод використання ДПтС (гідрополімерного тампонажного складу).
В умовах, коли обводненість більшості свердловин "Татнафти" перевищує 80%, немає потреби пояснювати актуальність проведення гідроізоляційних робіт (ВІР). Після того як геофізики визначають, з якого пласта надходить нафта, а з якого - вода, починається застосування різних способів волоізоляціі.
Хворим питанням при проведенні ВІР є ліквідація заколонних циркуляції (перетоків). Вона виникає в основному з двох причин. По перше. через неякісне цементування. оскільки відсутність цементного кільця за експлуатаційною колоною (на глибині від 80-200 до 1500-1600 метрів) призводить до виникнення заколонних перетоків солоних вод і розсолів, агресивно впливають на метал. Тому при відсутності цементу швидше виникають наскрізні корозійні отвори в колоні, що зменшують термін її експлуатації. Другою причиною є застосування кумулятивної перфорації, яка раніше використовувалася в більшості випадків для вторинного розкриття продуктивного пласта. При простріл відбувався дуже потужний удар, який приводив до руйнування цементного каменю, утворення тріщин і початку перетоків флюїду з пласта в пласт.
В основному, водоізоляція проводиться на основі затвердевающих хімікатів, гелів і цементів. В області ВІР компанія використовує головним чином розробки ТатНІПІнефть. З цією метою застосовуються # кремнийорганические продукти, нефтеп і раносерно кислотна суміш, гумова крихта, низькомодульної рідке скло, ГІПАН, водонабухающіе полімери, а також різні комбінації перерахованих вище матеріалів, в тому числі і з цементом. Цього року фахівці "Татнафти" вперше приступили до робіт по водоізоляції горизонтальних свердловин із застосуванням технології колтюбінга. При цьому на гнучкій трубі в свердловину спускаються 2 пакера, в простір між якими закачуються реагенти (Нефтенол, РМД. ВПК-402). Освоюються також технології гідроізоляційних робіт із застосуванням колтюбінга для нагнітальних свердловин (закачування полімерів для вирівнювання профілю прийомистості) і видобувних (закачування реагентів СНПХ-9633, РДН, полімерних зшитих систем по міжтрубному просторі без підйому глибинного насосного обладнання).
Стимуляція свердловин при проведенні їх капітального ремонту є сьогодні основним резервом інтенсифікації видобутку нафти з малодебітних свердловин. ВАТ "Татнефть" застосовує широкий діапазон методів обробки привибійної зони пласта, серед яких кислотна обробка, обробка пластів розчинниками, глінокіслотная обробка, акустичне та гідроволновое вплив, температурний вплив і інші методи.
Особливе місце серед методів інтенсифікації видобутку займає гідравлічний розрив пласта (ГРП), який використовується в "Татнефти" для збільшення прийомистості нагнітальних свердловин, а в видобувних свердловинах - не тільки для інтенсифікації припливу, але і для підвищення нафтовіддачі пласта (за рахунок збільшення площі охоплення) . У тих випадках, кота пласти забруднені на досить великій відстані від вибою і ніяка обробка ПЗП не допомагає, ГРП може бути єдиним способом збереження свердловини.
Окремо під час ремонту свердловин стоять технології колтюбінга, за допомогою яких можна проводити практично весь спектр ремонтних робіт. У нинішніх умовах, коли традиційне обладнання і технології для ремонту підходять до межі своїх можливостей, використання технології колтюбінга є проривом, що значно підвищує ефективність ВРХ. Сьогодні вже ніхто не сумнівається, що майбутнє капремонтів пов'язано саме з колтюбінга. До переваг проведення ремонтних робіт із застосуванням технології колтюбінга в порівнянні з традиційними способами відносяться: забезпечення герметичності гирла свердловини на всіх етапах виконання внутрішньосвердловинним операцій; можливість проведення ремонту без попереднього глушіння свердловин; розширення можливостей буріння, спуску забійних інструментів і приладів, а також ремонтних операцій в горизонтальних і похило-спрямованих свердловинах; висока екологічність; скорочення часу спуско-підйомних операцій.
У ВАТ "Татнефть" на застосуванні установок з гнучкою трубою при ремонті свердловин спеціалізується Актюбінськ управління канатно-контейнерних і пакерного методів (AVKK і ПМ). В управлінні працює сьогодні 5 колтюбінгових установок (3 установки "М-10" білоруські, 2 - імпортні). З них 4 в основному працюють на нагнітальних свердловинах для обробки ПЗП. Через НКТ спускається гнучка труба зі спеціальною насадкою, через яку закачується, наприклад, кислота, 5-я установка з трубою діаметром 25 мм працює в міжтрубномупросторі (між НКТ і експлуатаційної колоною) видобувних свердловин, обладнаних штанговими глибинними насосами. Гнучка труба опускається до продуктивного горизонту, де проводиться обробка ПЗП.
На сьогоднішній день за допомогою однієї установки колтюбінга компанія виконує понад 100 ремонтів свердловин в рік. За весь період діяльності AVKK і ПМ виконало понад 1100 ВРХ. У планах "Татнафти" - покупка установки колтюбінга для буріння бокових стволів на депресії.
Розвиток технологій ремонту за допомогою колтюбінга в Росії тільки починається. ВАТ "Татнефть" планує найближчим часом освоїти цілий ряд перспективних "ноу-хау". Серед них. наприклад. технологія виклику припливу і освоєння свердловин. Спуск через НКТ з пакером, встановленим над інтервалом перфорації, гнучкої труби і закачування через неї азоту забезпечить приплив рідини з пласта за більш короткий період. Це дозволить не тільки скоротити час освоєння свердловини, а й визначити необхідне глибинне насосне обладнання.
Перспективно застосування гнучких труб і для розігріву привибійної зони під час проведення ОПЗ пласта. Найбільша ефективність ОПЗ досягається при використанні розчинів кислот з температурою 70-90 ° С. але при їх прокачування по НКТ температура падає. Використання гнучкої труби діаметром 25-38 мм значно знижує температурні втрати і підвищує якість обробки.
При експлуатації і ремонті глибинного насосного обладнання можуть відбуватися різні аварії, ускладнення. Наприклад, штанга при роботі може протерти НКТ і викликати її падіння. До таких же наслідків для НКТ може привести і агресивна солона вода, видобута спільно з нафтою і закачується назад в пласт. Іноді трапляються і "польоти" УЕЦН. Тому ще одним важливим напрямком капремонту свердловин є ліквідація всіх аварій і внутрішньосвердловинним ускладнень. У цьому році "Татнафта" закупила нове імпортне обладнання для цих робіт на $ 1,5 млн (фрезера, ловильний інструмент та ін.). Вітчизняне обладнання, зокрема фрезера, за допомогою яких ріжуть метал всередині свердловини, значно поступається американському. Для ліквідації складних "прихватов" обладнання в свердловині в даний контракт спеціально були включені пристрої "ЯСС", не просто витягають "схоплені" вузли та деталі, а створюють при цьому ударно-змінні навантаження.
За рамками даної статті залишився ще один перспективний метод ремонту та реанімації бездіяльних свердловин - зарезка бокових стволів. Незважаючи на те що реалізацією даної технології в "Татнефти" ось уже 2 роки займаються не ремонтні, а бурові підрозділи, без неї важко уявити сучасний ремонт свердловин. При наявності незначних залишкових запасів даний метод набагато ефективніше буріння нових свердловин. З його допомогою виводять з бездіяльності як рентабельні свердловини, що вимагають складного капітального ремонту, так і нерентабельні.
З доповіді Наіль ІБРАГІМОВА, першого заступника генерального директора з виробництва - головного інженера ВАТ "Татнефть"
З доповіді Наіль ІБРАГІМОВА, першого заступника генерального директора з виробництва - головного інженера ВАТ "Татнефть"
З доповіді Наіль ІБРАГІМОВА, першого заступника генерального директора з виробництва - головного інженера ВАТ "Татнефть"