Меню

Капитальный ремонт скважин гнкт

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

Работы с применением колтюбинговых технологий

Колтюбинг (ГНКТ) – это ремонт скважин с использованием длинномерной стальной трубы намотанной на барабан специальной установки. По сути колтюбинг является высокотехнологичным КРС обеспечивающим высокие требования в плане безопасного проведения работ и ООС.

Международная Ассоциация специалистов по колтюбингу и внутрискважинным работам (ICoTA) в 2014 году признала компанию «ФракДжет-Волга» лучшей в номинации: «Лучшая компания в использовании колтюбинговых технологий в России и СНГ».

В 2018 г. в рейтинге нефтесервисных компаний по версии «ТЭК-Рейтинг» компания «ФракДжет-Волга» стала лучшей в номинации «Колтюбинг».

Промывка забоя и освоение скважин

Широко применяемая колтюбинговая технология позволяет ликвидировать гидратные, парафиновые, проппантные и песчаные пробки в скважине, ликвидировать осложнения при ГРП и ввести скважину в эксплуатацию в кратчайшие сроки.

Фрезерование фрак-портов и освоение после МГРП (многостадийного гидравлического разрыва пластов)

Одна из самых востребованных технологий с применением колтюбинга — освоение после многостадийных ГРП (МГРП). Сущность технологии МГРП заключается в следующем: в горизонтальный ствол спускается компоновка, которая позволяет разделить продуктивный пласт на необходимое количество отсеченных друг от друга пакерами участков. Затем поочередно с помощью шаров открываются циркуляционные клапана и проводятся гидравлические разрывы.

После проведения МГРП выполняются следующие операции с использованием колтюбинга:

  • Удаление проппанта из компоновки заканчивания;
  • Фрезерование фрак-портов (шаров и седел);
  • Вызов притока из пласта.

Использование сепараторов, устанавливаемых над винтовыми забойными двигателями (ВЗД) позволяет вымывать проппант и фрезеровать фрак-порты одним рейсом (одним СПО).

При работах на скважинах с АНПД применяются пено-гелевые составы.

Пено-гелевый состав включает в себя полимерную составляющую и деструктор. При закачке, состав аэрируется азотом, получившаяся пенная система слабо фильтруется в пласт, даже в случае катастрофических поглощений.После разрушения, гель имеет вязкость сопоставимую с вязкостью воды

ГИС (геофизические исследования скважин) на ГНКТ

Использование колтюбинга (ГНКТ) позволяет проводить ГИС автономными приборами и ГИС в режиме on-line (ГНКТ с кабелем) на следующих типах скважин:

  • Наклонно направленные и/или сильно искривленные скважины;
  • Скважины с горизонтальным окончанием;
  • Работающие или находящие под закачкой скважины с высокой скоростью потока жидкости/газа;

Кроме этого, использование колтюбинга позволяет осуществлять сбор данных (запись забойного давления, зенитного, азимутального углов и температуры при проведении ОПЗ) и проводить гидродинамические исследования (ГДИ):

Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

Основой гидропескоструйной перфорации является использование кинетической энергии струй геле-песчаных суспензий, формируемых в насадках гидропескоструйного перфоратора. Высокоскоростные геле-песчаные струи обладают абразивным действием, что позволяет направленно и эффективно воздействовать на обсадную колонну, цементный камень и горные породы, создавая в них каналы различной ориентации. Жидкостно-песчаная смесь закачивается в ГНКТ насосным агрегатом под высоким давлением.

  • безопасная технология;
  • не создает трещины в цементном камне;
  • не уплотняет стенки перфорационных каналов и не загрязняет каналы продуктами взрыва;
  • создает обширную зону вскрытия и объемные каверны;

Обработка призабойной зоны пласта

Обработки скважин с большими неоднородными интервалами карбонатного коллектора требуют творческого подхода. Кислота обрабатывает только высокопроницаемые пропластки и с каждой новой обработкой «живой» кислотой происходит расширение уже существующих каналов и полостей.

В связи в этим требуется применение колтюбинга в сочетании с отклоняющими технологиями такими как:

  • Объемные пенные кислотные обработки пласта
  • Обработки пласта загущенной кислотой.
  • Применение самоотклоняющихся составов.
  • Термопенокислотные обработки составами
  • Применение самораспадающихся синтетических волокон и загущенной кислоты
  • Обработки составом на основе органических кислот.

Очистка НКТ и ЭК гидромониторным инструментом

Гидромониторный инструмент удаляет загрязнения, солевые отложения, цемент, парафины, смолы и другие отложения, используется для успешной очистки:

  • НКТ
  • Зон перфорации
  • Открытого ствола
  • Щелевых проволочных фильтров
  • Щелевых хвостовиков
  • Безопасных клапанов

Обработка многоствольных скважин

Для обработки многоствольных скважин используется «комплекс ориентации колтюбинговой трубы».

Комплекс управляется потоком жидкости и имеет регулируемые шаги поворота вокруг оси (150, 300, 450) и отклонения от оси (150).

О входе в ответвление комплекс сигнализирует гидравлически (изменением давления).

Кислото-струйное бурение

Суть технологии КСБ заключается в создании в продуктивном интервале боковых стволов, с использованием естественного свойства карбонатных пород растворяться в соляной кислоте. Для проведения работ используется стандартная бригада колтюбинга, насосный агрегат и емкостной парк такой же как при кислотной обработке.

Читайте также:  Квитанция за капитальный ремонт как она выглядит

Преимущества технологии кислото-струйного бурения:

  • целевое воздействие на отдельные пропластки;
  • ввод в разработку новых зон дренирования за счёт пересечения стволами удаленных трещиноватых зон;
  • доведение кислотного реагента в удаленную зону продуктивного пласта;

При этом технология достаточно удобна для реализации по следующим причинам :

  • работы выполняются только силами колтюбинговой бригады;
  • проводятся через спущенную компоновку НКТ;
  • возможно построить множество боковых стволов за один подход на скважинe

Ловильные работы

  • Аварийные работы с гидроясом;
  • Использование гидравлически освобождаемых наружных и внутренних труболовок;
  • Извлечение каротажного кабеля и проволоки («шарнирная удочка», гидравлические плоскогубцы);
  • Извлечение посторонних предметов (желонки, магнитные печати, шароуловители);
  • Работа на скважинах с избыточным давлением на устье;
  • Работа на горизонтальных скважинах.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР)

РИР с использованием колтюбинга включает в себя работу с полимерными, силикатными, кремнийорганическими составами, смолами, микроцементами.

Колтюбинг позволяет устанавливать и разбуривать цементные мосты, через колонну НКТ с применением фрезеров и расширителей.

Резка аварийных бурильных труб и НКТ

При необходимости с помощью колтюбинга можно отрезать прихваченную СБТ или НКТ непосредственно над местом прихвата. Для этого используется компоновка гидравлического трубореза. Диаметры разрезаемых труб – 73мм, 89мм, 102мм, 114мм

Преимущества перед кумулятивными системами:

  • Отсутствие негативного влияния на эксплуатационную колонну в процессе производства работ;
  • Отсутствие деформации НКТ в области среза, что облегчает проведение последующих ловильных работ;

Колтюбинговые установки с тяговым усилием до 36 т.

С БДТ Ø44,45мм до 5200 м, в том числе БДТ с кабелем.

Колтюбинговые установки с тяговым усилием до 27 т.

С БДТ Ø38,1мм до 5200 м, в том числе БДТ с кабелем.

Насосные установки

Производительность до 0,3 м3/мин при давлении до 70 МПа.

Азотные криогенные установки

Производительность от 7 до 85 м3/мин газообразного азота при давлении до 70 МПа.

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Колтюбинг (ГНКТ)

Колтюбинг (от англ. «coiled tubing» – гибкая труба) — это установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) для проведения работ по освоению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Является перспективным и очень развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности.

Установка ГНКТ

Барабан для намотки ГНКТ

Флот ГНКТ на скважине

Основным назначением барабана для намотки гибких труб является безопасное, компактное хранение и защита колонны ГНКТ. Эта цель должна достигаться таким образом, чтобы не допускать нанесения механических повреждений при намотке на барабан. Кроме того, обычно барабан обладает несколькими особенностями, которые также важны для успешной работы установки ГНКТ, хотя и не столь очевидны. Наиболее значительной из них является наличие вертлюга, что позволяет прокачивать жидкости и газы через колонну ГНКТ и одновременно вращать барабан.

Почти все барабаны имеют гидравлические приводы, тормоза и трубоукладчик (направляющее устройство для намотки гибкой трубы). В первых конструкциях для управления некоторыми из тормозных систем и трубоукладчиков использовалась либо только пневматика, либо совместно пневматика и гидравлика. Трубоукладчик часто используется как место монтажа контрольных, измерительных приборов и устройства для нанесения защитного покрытия (ингибитора) на поверхность гибкой трубы.

В зависимости от необходимости барабан может комплектоваться контейнерной рамой.

Основные компоненты барабана для намотки ГНКТ

Приводная и тормозная системы барабана

Все барабаны имеют гидравлический привод, хотя системы управления и типы двигателей зависят от производителя и модели барабана. Большинство барабанов могут вращаться в направлениях «в скважину» и «из скважины». Однако, при нормальном режиме работы следует пользоваться только вариантом «из скважины», так как движение приводного двигателя барабана именно в этом направлении создает обратное натяжение, которым воздействуют на колонну ГНКТ при проведении СПО. Гидравлическое давление в приводной системе можно изменять, чтобы регулировать величину выходного крутящего момента двигателя, который позволяет менять силу натяжения трубы (на участке между инжектором и барабаном). Следует прикладывать только такое растягивающее усилие, которое достаточно для того, чтобы труба на участке между барабаном и инжектором не провисала. В тоже время, чрезмерное усилие может вызвать преждевременную поломку гидравлической и приводной систем или повредить трубу. Это вкупе с неправильной намоткой на барабан почти наверняка нанесет трубе повреждения.

Гидравлическое давление, необходимое для создания достаточного натяжения, зависит от количества трубы, находящейся на барабане и расстояния до инжектора. Расстояние от оси барабана до верхнего витка трубы можно считать рычагом, с помощью которого крутящий момент приводной системы должен быть преобразован в усилие, растягивающее трубу. Чем больше это расстояние, тем больший крутящий момент требуется для натяжения. Чтобы увеличить крутящий момент на выходе приводной системы, нужно увеличить гидравлическое давление. Следовательно, при извлечении колонны из скважины, расстояние от оси барабана до верхнего витка растет, поэтому для поддержания постоянного натяжения трубы, гидравлическое давление в приводной системе нужно увеличивать.

При спуске колонны в скважину, требуемое давление гидросистемы будет уменьшаться с уменьшением числа витков на барабане. В процессе спуско-подъемных операций количество трубы на барабане изменяется, соответственно вес будет также влиять на давление, требующееся для вращения барабана.

Приводной двигатель устанавливается либо на основании шасси барабана, либо прямо на его оси. Если он установлен на шасси, то соединяется с осью барабана посредством цепи и звездочки. Тормозные системы барабана могут быть пневматическими или гидравлическими. У большинства современных моделей тормоза барабана гидравлические и размещены в блоке двигателя. Тормоз включается и отключается с помощью специального гидравлического контура, управляемого из кабины управления. Обычно каждый раз, когда колонна труб находится в неподвижном состоянии, включается тормоз барабана. Однако, следует учитывать последствия, которые могут привести к проскальзыванию колонны в плашках инжектора при закачивании жидкости высокой плотности через гибкую трубу и при этом рост веса — возникшая сила или натяжение будет воздействовать на тормоз барабана.

Вертлюг барабана и манифольд

Конструкция и компоновка вертлюгов и манифольдов зависит от изготовителя и модели барабана. Первые модели имели простую конструкцию и часто в них применялись резьбовые соединения. Многие компании требуют, чтобы все оборудование высокого давления имело цельную конструкцию, либо не содержало быстро разъемных соединений (БРС). Данное ограничение не разрешает также пользоваться фитингами при подсоединения ГНКТ к сердечнику барабана. Поэтому обычно на концах колонн ГНКТ устанавливаются БРС, которые привариваются на месте изготовления и проходят требуемые процедуры контроля качества.

Читайте также:  Капитальный ремонт двигателя набор работ

Все барабаны должны быть оборудованы основной задвижкой, располагающейся как можно ближе к концу колонны ГНКТ. Эту задвижку необходимо закрывать в случае возникновения проблем с сальниковым уплотнением вертлюга и таким образом перекрывать трубное пространство. У барабанов, имеющих ГНКТ с установленным в ней кабелем, должен быть отдельный манифольды с сальниковым уплотнением, обеспечивающий герметичный ввод кабеля и находящийся до основной задвижки.

Манифольд для закачки жидкостей обычно состоит из двух частей: наружного манифольда, состоящего из компонентов линий высокого давления за пределами вертлюга, и внутреннего манифольда, монтированного внутри сердечника барабана.

Трубоукладчик

Точная и равномерная намотка гибкой трубы на барабан важна по нескольким причинам:

  • Плохо намотанные трубы могут повреждаться в местах контакта. Даже кажущиеся небольшими повреждения поверхности труб, могут привести к уменьшению срока службы или к ухудшению эксплуатационных характеристик.
  • Для того, чтобы использовать емкость барабана по максимуму, гибкая труба должна быть правильно уложена.
  • Плохо намотанная труба может смещаться и провисать на барабане, соприкасаясь с полом установки, препятствовать свободному вращению барабана. Это может привести к возникновению проблем или даже невозможности подъема ГТ из скважины.
  • Защита наружной поверхности труб от коррозии становится более эффективной, когда труба намотана плотно и равномерно. Чтобы достичь удовлетворительного качества при намотке, трубоукладчик направляет трубу на барабан, автоматически передвигаясь по мере ее намотки. Узел ручного отключения позволяет, когда это требуется, производить небольшую корректировку положения трубоукладчика. Кроме того, необходимо производить регулировку положения трубоукладчика по высоте, чтобы угол входа НКТ соответствовал смонтированному оборудованию.

Движущаяся головка трубоукладчика является идеальным местом для установки механического и электронного счетчиков глубины, использующих вращающиеся и соприкасающиеся с ГТ колесики. Из кабины управления оператора можно видеть показания механического счетчика глубины (одометра), имеющего циферблат с крупными цифрами. Движущаяся головка трубоукладчика также является местом установки аппаратуры контроля состояния трубы: овальность, толщинометрия, ультразвуковой контроль и т.д.

Оборудование для смазки труб

В оборудование современных барабанов входит система смазки трубы ингибитором коррозии, которая находится на трубоукладчике барабана. Система управления системой смазки трубы находится на пульте управления оператора.

Противоударная рама

Степень требуемой защиты зависит от предполагаемой области применения установки ГНКТ, например, смонтированная на салазках барабан для морских работ или барабан, установленная на грузовике. Кроме соображений эффективности рамы при ее практическом использовании, следует также учитывать требования, предъявляемые службами надзора и аттестации. Например, сертифицированная для морских работ установка должна иметь крышу, покрытую нескользким материалом, чтобы предотвратить травмирование стропальщиков.

Инжектор

Тенденция использования труб большего диаметра, позволяющих осуществлять восходящий поток с большой скоростью, требует, чтобы конкретный инжектор мог работать с трубами более широкого диапазона. Так как гибкие трубы стали широко применяться в скважинах с большим отходом от вертикали и в горизонтальных скважинах, за последние годы увеличилась и средняя длина колонн ГНКТ. Указанные выше факторы, особенно когда они действуют совместно, свидетельствуют о выросшем спросе на инжекторные головки и на другие ключевые узлы оборудования ГНКТ. Для всего парка колтюбингов характерно наличие нескольких моделей инжекторных головок.

Все используемые в настоящее время инжекторы имеют гидравлический привод с двумя или четырьмя двигателями. Двигатели обычно синхронизированы с помощью редуктора, расположенного в верхней части головки. Привод направляется на цепные ведущие звездочки (по одной на каждый набор цепей инжектора) через приводные валы, расположенные в верхней части инжекторной головки.Направление вращения и скорость двигателей регулируется и изменяется с помощью четырехходового гидравлического контрольного клапана, расположенного на силовом агрегате установки ГНКТ. Действием гидравлического клапана, а также давлением и производительностью гидравлической системы управляют дистанционно с пульта управления колтюбинга оператор. Приборы защиты наподобие регуляторов давления и трехходовых перепускных клапанов установлены в системе для защиты труб и гидравлических узлов от повреждений, вызываемых ошибками операторов или поломкой каких-либо деталей.

Тормоз инжекторной головки является единым целым с блоком двигателей и управляется гидравлически. Для того чтобы отпустить тормоз, требуется гидравлическое давление, поэтому данная система считается безопасной в работе. Обычно тормоз включается автоматически и управляется гидравлическим давлением системы. Это означает, что тормоз включается в тот момент, когда гидравлическое давление приводной системы падает ниже заранее установленного значения. Некоторые из ранних типов инжекторных головок оборудованы гидравлическими тормозами, управляемыми вручную с пульта управления. На первых типах инжекторных головок компании Uniflex были установлены наружные дисковые пневматические тормоза. Несколько гидравлических двигателей инжекторных головок оборудованы внутренним устройством для изменения скорости, которое позволяет устанавливать высокую или низкую скорость дистанционно с пульта управления установкой ГНКТ. Возможность выбора из двух скоростей позволяет инжекторной головке демонстрировать более эффективную работу при имеющейся гидравлической мощности, т.е. при существующем давлении и производительности. При работе в низкоскоростном режиме, приводные двигатели инжектора могут развивать максимальные крутящие моменты или подъемные усилия. При работе в высокоскоростном режиме, подъемное усилие обычно уменьшается в два раза, а скорость спуска удваивается.

Приводная система инжекторной головки включает в себя несколько деталей, необходимых для обеспечения контроля и безопасной работы. Почти все инжекторные головки имеют по два уравновешивающих клапана, расположенных между двигателями привода и напорными фильтрами и которые действуют от управляющих клапанов. Эти клапаны действуют как клапаны удержания нагрузки, закрывая выходную линию двигателя до тех пор, пока давление, полученное с входной линии двигателя, не достигнет величины, достаточной для открытия клапана. Такой порядок работы делает переход от режима остановки в рабочее состояние плавным. Кроме того, он позволяет удерживать вес колонны ГНКТ гидравлической системой, обеспечивая тем самым наличие блокирующего эффекта в случае поломки тормозов. Гидравлические линии, выполнены из высоконапорных стальных трубок. Это сделано в целях безопасности, так как в линии гидравлическая жидкость находится под большим давлением.

Читайте также:  Используемые технологии по капитальному ремонту

Высоконапорные фильтры на инжекторных головках служат для очистки гидравлического масла и защиты двигателя от посторонних мелких механических примесей (песок, металлическая стружка, части резиновых элементов и т.д.), которые могут оказаться внутри гидравлической системы при монтаже шланговых соединений привода.

Направляющий сектор — гузнек

Направляющий сектор (если он установлен) служит в качестве направляющей, поворачивая трубу на угол, образованный устьем скважины и барабаном. Колонна ГНКТ удерживается роликами, расположенными с интервалом в 25 см по окружности гузнека. Гузнек располагается над инжектором. Он направляет трубу точно в цепи инжектора и таким образом уменьшает повреждения, связанные со смещением осей.

Верхние ролики, удерживающие колонну, съемные, и облегчают внедрение и удаление трубы из инжектора. Ролики направляющей дуги обычно расположены в виде буквы V под углом 120 градусов и могут изготавливаться из стали, алюминия или полиуретана.

Сравнение размеров направляющих дуг с рекомендованными значениями их радиусов кривизны

Индикатор веса

Датчик индикатора веса (или тензометр) обычно располагается в нижней части инжектора. Информация о весе или нагрузке передается от датчика веса на циферблат или дисплей индикатора веса электронным или гидравлическим способом.

Рама инжектора обычно состоит из двух отдельных узлов, образующих внутреннюю и внешнюю рамы. Оси вращения между рамами позволяют датчику нагрузки индикатора веса точно измерять силу, действующую между этими узлами. Сила может быть направлена либо вверх, либо вниз, обусловленная либо весом колонны ГНКТ (натяжение), либо воздействием высокого давления на устье скважины (сжатие).

Приборы для измерения глубины

Информацию о глубинах обычно получают двумя способами с помощью:

  • механического счетчика (одометра) колесного типа с упором колеса на гибкую трубу;
  • электронного датчика, считывающего показания частоты вращения с колеса механического счетчика или с приводного вала инжектора.

Механическое оборудование для измерения глубины может устанавливаться в двух местах: на инжекторе либо на трубоукладчике барабана.

Операции с ГНКТ

Растепление скважины с АДПМ

Растепление — это процесс растапливания горячей нефтью или специальным раствором гидратной или парафинистой пробки, как в трубном так и в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Пробки образуются в скважинах оборудованных как УЭЦН, так и просто лифтом НКТ.

  • АДПМ устанавливается на расстояние не менее 25 метров от устья скважины. АЦ с нефтью не менее 15 метров от АДПМ с наветренной стороны. Подача нефти из АЦ на АДПМ производится через гофрированный шланг. Жесткая нагнетательная линия крепится к одному (из двух) кранов высокого давления на входе в ГНКТ.
  • Оператор ДНГ снимает штуцер из штуцерной камеры ФА. После опрессовки всего оборудования, произвести прокачку ГНКТ нефтью с одновременной проверкой прохода жидкости в коллектор к АГЗУ. Спуск ГНКТ в скважину производится со скоростью не более 15 м/мин, с одновременной циркуляцией нефтью. Температура нагрева нефти не должна превышать 90ºС. Для корректировки веса ГНКТ, через каждые 300 метров производится подъем ГНКТ на 15 метров с занесением результата в отчет.
  • После определения глубины гидратно-парафиновой пробки, растепление скважины производить со скоростью не более 1м/мин для наибольшего прогрева затрубного пространства. Растепление производить с подъемом ГНКТ на 2-3 метра через каждые 10 метров промывки.
  • При получении положительного результата по растеплению НКТ, необходимо проверить циркуляцию по «большому» затрубному пространству путем прокачки скважины прямой промывкой нефтью. При отрицательном результате, допустить ГНКТ на 100 метров ниже последней пробки в НКТ и произвести отогрев затрубного пространства путем циркуляции горячей нефтью по «малому» затрубу. При достижении положительного результата – дальнейшие работы производить согласно плана работ.

Растепление скважины горячим раствором СаСl2

  • Технологическая емкость устанавливают на расстояние не менее 20 м от устья скважины. Цементировочный агрегат устанавливается на расстояние не менее 15 метров от технологической емкости, с наветренной стороны. ППУ устанавливается на расстояние не менее 25 метров от технологической емкости, с наветренной стороны.
  • Технологическая емкость должна иметь объем 6-8 м 3 в обогреваемом исполнении. Емкость оборудуется: заземляющим устройством; «змеевиком», для циркуляции пара и нагрева раствора СаСl2; задвижкой, для подачи жидкости на ЦА-320; БРС, для соединения жесткой линией ППУ со «змеевиком»; жестко закрепленным уголком, для соединения с линией возврата жидкости из скважины.
  • От тройника (под превентором), обратная жесткая линия соединяется с БРС на технологической емкости и якорится не менее чем 2-мя якорями на одно НКТ 73мм, длиной 1,5м.На обратной линии устанавливается дополнительный кран высокого давления и блок дросселирования, для уменьшения или увеличения объема возврата жидкости из скважины.
  • Скорость спуска, температура раствора и дальнейшие действия аналогичны действиям, производимым при растеплении скважин с помощью АДПМ.

Освоение после МГРП

После проведенного многостадийного ГРП в скважине все порты (интервалы перфорации), кроме последнего, самого верхнего, перекрыты шарами металлического или керамического исполнения. Поэтому для освоения такой скважины необходимо отфрезеровать все фрак-порты, чтобы появилась связь между скважиной и продуктивным пластом. Главной задачей для ГНКТ в данном случае становится разбуривание шаров и седел для посадки шаров, активирующих порты на необходимой глубине, а также разбуривание обратных клапанов. Забой нормализовывают до башмака хвостовика.

Зачастую оставшиеся шары или их неразрушенные фрезом части мешают произвести полноценную нормализацию скважины. Поэтому когда пластовое давление достаточно для фонтанирования скважины, её сначала запускают на факельный амбар для выноса максимального количества шаров и только затем монтируют колтюбинговую установку для разбуривания фрак-портов. Порты необходимо разбуривать, так как они сужают внутренний диаметр хвостовика, т.е. штуцируют скважину под землей.

Источник