Текущий ремонт скважин.

Перед сдачей горизонтальных скважин в эксплуатацию необходимо: горизонтальный ствол промыть с помощью гибкой колонны труб, заменить жидкость на нефть и исследовать скважину в полном объеме утвержденного стандарта предприятия.

Исследования проводятся при отработке по лифту скважин пенными системами (бустерная установка) или азотом. Далее скважина глушится соленым раствором с буферным объемом жидкости, приготовленным на основе КМЦ, СНПХ-3100 и т.п. Последующие ремонты проводить в соответствии с утвержденной гл. инженером ОАО «Сургутнефтегаз» Н.И. Матвеевым «Инструкцией по глушению нефтяных, газовых и нагнетательных скважин перед проведением текущего, капитального ремонта и освоения скважин». Глушение скважин должно вестись без закачки жидкости в пласт, с применением буферных жидкостей на основе КМЦ, СНПХ-3100 и т.п.

Обязателен спуск вставных насосов с клапанами-отсекателями АО «ТТДН». Перед извлечением насоса скважина промывается горячей водой.

Если возникнет необходимость спустить невставной насос, то следует цилиндр с плунжером и всасывающим клапаном спустить на НКТ, а затем колонну штанг с автозахватом плунжера. Компоновка включает стационарный всасывающий клапан и сливной клапан.

Из-за отсутствия серийного производства отечественных клапанов-отсекателей для скважин с УЭЦН рекомендуется опробовать клапана зарубежных фирм, например фирмы «Гайберсон». Комплект скважинного оборудования включает: пакер, клапан-отсекатель, противополетное устройство.

Низкодебитные скважины с УЭЦН на режим следует выводить с помощью передвижной тиристорной установки.

При интенсивном пескопроявлении из-за разрушения ПЗП рекомендуется применять технологию закрепления коллектора цементно-карбонатной или другими смесями.

Внедрение вставных насосов с клапанами-отсекателями позволит сохранить продуктивность ПЗП в процессе ремонта скважин. Сотрудниками ТФ «СургутНИПИнефть» разработан метод воздействия на ПЗП высокими депрессиями без глушения скважин и проведения СПО, отработана технология управления за работой установок. Недостаток УШГН – это высокие затраты СМР привода. Но более высокая достигнутая надежность скважин с УЭЦН, экологическая их безопасность, простота монтажа привода дают право рекомендовать УЭЦН для скважин в водоохранных зонах и для горизонтальных скважин начиная с дебита 15м³/сут.

Штанговыми насосными установками и УЭЦН с газозащитными устройствами практически обеспечивается допустимые (по условиям притока газонасыщенной нефти в скважину) депрессии на пласт (Р_заб. < 0.75 Р_нас.). Спускать следует ШГН до 1600-1700м с газосепараторами, а УЭЦН на глубину до 1800 м. Гарантируется давление на уровне 12.0-15.0 Мпа. Давление и температура при глубине спуска УЭЦН на 1800м соответствует техническим условиям эксплуатации агрегата и кабеля.

Из-за высокого забойного давления на фонтанном режиме эксплуатировать скважины не эффективно. Из-за низкой напорности электродиафрагменных насосов (УЭДН) их не рекомендуется применять для создания высоких текущих депрессий в глубоких низкодебитных скважинах Мамонтовского месторождения.

Второе направление повышения эффективности насосных скважин – обеспечение высокого МРП и коэффициента использования при рекомендованных режимах откачки.

В горизонтальных скважинах насосный агрегат устанавливается в вертикальном участке ствола. Ниже максимальной глубины подвески насоса в эксплуатационной колонне следует устанавливать противополетную муфту, предупреждающую «уход» скважинного оборудования при авариях в горизонтальный ствол. Муфта является элементом эксплуатационной колонны с проходным отверстием 110мм для 146 мм колонны. Для гашения удара при падении УЭЦН на муфту рекомендуется выше ее устанавливать амортизационную пружину.

Учитывая штатные условия эксплуатации насосных установок и высокую организацию работ с добывающим фондом скважин в НГДУ «Фёдоровскнефть» межремонтный период скважин с УЭЦН к 2000г. должен достичь среднестатистического значения по НГДУ- 440 суток, коэффициент эксплуатации горизонтальных скважин- 0.93.

Сложнее обеспечить высокую наработку УШГН при глубине спуска насоса в скважину более 1600м.

Рекомендуется весь фонд УШГН оснащать вставными насосами с клапанами-отсекателями. Приоритет следует отдавать режиму работ при меньших диаметрах насоса и числе качаний.

Высокий уровень организационных работ и внедрение указанных новаций позволит к 2005г. обеспечить МРП скважин с УШГН 400-420 суток. При высоких затратах на строительство горизонтальных скважин коэффициент эксплуатации должен быть не менее 0.92.

Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин является приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли при вовлечении в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, заключенных в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах. Также как и вертикальные, горизонтальные скважины выходят из строя по ряду многочисленных причин, а ремонт скважин с большим отклонением ствола очень дорог и трудоёмок на обычной технике. Очень важным шагом в ремонте вертикальных и горизонтальных скважин явилось внедрение установки «Гибкая труба». Геофизические исследования крутонаправленных и горизонтальных скважин возможно проводить только с применением установок «Гибкая труба». Также при промывке АСПО «Гибкая труба» показала наилучшие результаты по сравнению с традиционно используемой техникой.

4.Техническая часть