Ежегодно в стране на нефтяных месторождениях увеличивается количество горизонтальных скважин. В связи с ростом проблем при заканчивании горизонтальных скважин, данная работа является актуальной.
Исходя из проведенного анализа, я пронаблюдал осложнения при проведении МГРП, в частности при открытии 1-го порта ГРП. В данной работе приведена технология замены гидравлической муфты первого активационного порта на технологию перфорированного патрубка.
Из статистики по осложнениям при работе на горизонтальных скважинах и ЗБС за 2017,можно сделать вывод, что основной причиной осложнения при МГРП является проблема с активацией портов ГРП. В данной статистике были приведены только технологические осложнения, геологические осложнения не рассматриваются.
Таблица 1
Статистика осложнений при работе на горизонтальных скважинах иЗБС в 2017 году
|
|
Подрядчик по оборудованию заканчивания скважин |
||||
|
ВНС |
ЗБС |
||||
|
Везерфорд |
Шлюмберже |
Petro-Haihua |
СибБурМаш |
ТяжПрессМаш |
|
|
Всего горизонтальных скважин, шт |
45 |
172 |
4 |
101 |
4 |
|
Всего портов для проведения ГРП, шт |
329 |
1021 |
20 |
360 |
13 |
|
Всего ГРП без осложнений, шт |
326 |
949 |
18 |
348 |
12 |
|
Активация портов ГРП на ГНКТ,шт |
3 |
72 |
2 |
12 |
1 |
|
% осложнений при активации портов ГРП |
1 % |
7 % |
10 % |
3 % |
8 % |
|
% осложнений при активации портов ГРП на скважину |
7 % |
44 % |
50 % |
12 % |
25 % |
|
Не герметичность стингера (коннектора), шт |
1 |
47 |
1 |
15 |
0 |
|
% осложнений со стингером (коннектором) при ГРП |
2 % |
29 % |
25 % |
15 % |
0 % |
|
Общее время, затраченное на дополнительные работы ГРП, ГНКТ, ТКРС (час) |
310 |
9384 |
265 |
2370 |
54 |
|
Итого: время, затраченное на дополнительные работы, связанные с устранением осложнений по компоновкам заканчивания горизонтальных скважин ВНС и ЗБС (суток) |
496 |
||||
Предлагается заменить технологию гидравлической муфты первого активационного порта на технологию перфорированного патрубка.
Порядок активации скважинного оборудования:
‒ Потоком жидкости прокачать шар Ø 20 мм до Муфты посадочной ТОКС 102/140 не превышая устьевое давление 7 МПа. В момент посадки произойдет повышение давления и фиксация шара в седле.
‒ Поднять устьевое давление до 13,5 МПа для активации клапана циркуляционного, при этом произойдет резкое падение давление и восстановление циркуляции.
‒ Потоком жидкости прокачать шар Ø 25 мм до клапана циркуляционного не превышая устьевое давление 7 МПа. В момент посадки произойдет повышение давления и фиксация шара в седле.
‒ Поднять устьевое давление до 20,5 МПа, для активации клапана цементировочного, при этом произойдет резкое падение давление и восстановление циркуляции.
‒ Произвести цементирование через окна клапан цементировочного.
‒ Произвести активацию пакера верхнего осевой разгрузкой транспортировочной колонны не менее 10 т.
‒ После ОЗЦ нормализовать трубное пространство хвостовика до клапана гидромеханического не доходя 5 м.
‒ Произвести спуск пакера гидромеханического (Стингер) для герметизации колонны НКТ с компоновкой хвостовика.
‒ Поднять устьевое давление до 27 МПа для активации муфты посадочной ТОКС 102/140, при этом произойдет срез седла с резким падением давления.
‒ Провести ГРП через перфорационный патрубок.
‒ Произвести сброс шара соответствующего диаметра для открытия клапана. [1]
Рис. 1.Схема компоновки перфорированного патрубка
Опыт применения технологии перфорированного патрубка на двух скважинах Приразломного месторождения показывает, что по расчётам экономической эффективности срок окупаемости данных скважин составляет 12–13 месяцев.
Заключение
С применением технологии перфорированного патрубка, мы устраняем осложнения с активацией первого порта, что приводит к сокращению времени ремонта и простоя скважины.
Упрощении конструкции, что приводит к сокращению рисков получения осложнений при проведении МГРП.
Получение дополнительной нефти, за счет потенциального сокращения времени работ на скважине.
Литература:
- Схемы и технологии заканчивания скважин для проведения МСГР https://www.sibburmash.ru/
