coiled tUbing technology - the by ipm13571

VIEWS: 125 PAGES: 9

									                                                                                                 technologies




гнКт – инновационные технологии
для униКального астрахансКого
газоКонденсатного месторождения
coiled tUbing technology – the
innovative solUtion For UniQUe
astrakhan gas condensate Field
А.В. САВИН, Р.Р. САЛДееВ, К.В. БУРДИН (Шлюмберже),
В.В. НИКИтИН, Г.Х. МАКСУтОВ (ООО «Газпром добыча Астрахань»),
А.И. СтеЦЮК, т.Р. ЛОБЖАНИДЗе (ООО «Газпром геофизика»)

A.V. SAVIN, R.R. SALDEEV, K.V. BURDIN (Schlumberger),
V.V. NIKITIN, G.H. MAKSUTOV (Gazprom Dobicha Astrakhan),
A.I. STECJUK, T.R. LOBZHANIDZE (Gazprom Geofizika)


ОСОБЕННОСТИ АСТРАХАНСКОГО                                       CHARACTERISTICS OF ASTRAKHAN
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ                                 GAS CONDENSATE FIELD (AGKM)

  Компания «Шлюмберже» широко применяет в России                   CT technologies are widely implemented by
технологии ГНКТ на нефтяных и газовых месторождениях            Schlumberger in Russia for cleanouts of oil and
при промывке скважин, интенсификации притока,                   gas wells as well as for production stimulation,
каротажных работах, а в последнее время и при бурении           logging and also drilling the horizontal wells.
горизонтальных скважин. Успешный опыт применения                CT operations in Astrakhan field are an example
гибких труб в условиях высококоррозийной среды, высоких         of successful experience of CT intervention in
температур и давлений связан с операциями на уникальном         highly sour high pressure/high temperature
Астраханском газоконденсатном месторождении,                    environment.
разработку которого ведет ООО «Газпром добыча                      Astrakhan gas condensate field is extremely
Астрахань».                                                     harsh in terms of highly corrosive conditions, due
  Данное месторождение обладает очень жесткими в                to H2S concentration of up to 26% vol., bottom
коррозионном отношении условиями ремонта. Сочетание             hole temperature of 110 °C and formation pressure
таких скважинных параметров, как молярная доля                  as high as 600 bars. All this has a significant
сероводорода в пластовом флюиде до 26%, забойная                corrosive effect on downhole equipment during
температура около 110 °С, пластовое давление до 60 Мпа          well production and workover.
дает экстремально агрессивные условия, крайне негативно             The field has been in production since the
воздействующие на оборудование при проведении ремонта.          middle 80’s and there is a tailpipe 100 to 200
  Месторождение разрабатывается с середины 80-х                 meters long installed as a part of completion. The
годов, при этом в составе подземного оборудования               tailpipe (tubing) is overlapping the production
устанавливается хвостовик длиной 100–200 м на уровне            zone for 50–100 meters and there-fore highly
перфорированного интервала (либо, в некоторых случаях,          susceptible to corrosion. That corrosion of tubing
открытого ствола), что может создавать трудности при            metal can result in the coiled tubing becoming
ремонте ввиду коррозии металла хвостовика, вследствие           stuck during CT operations. During well
которой повышается вероятность прихвата ГНКТ на забое.          interventions with CT, the fluid is circulated to the
При проведении работ с циркуляцией рабочей жидкости на          surface with flaring of gas phase after separation.
поверхность отжиг скважинных флюидов проблематичен              It is not always possible because of towns and
из-за близости населенных пунктов и неблагоприятной             villages located close to the field.
розы ветров.
                                                                CT TECHNOLOGY IMPLEMENTATION
ПРИМЕНЕНИЕ ГНКТ ДЛЯ РЕМОНТА                                     FOR WELL WORKOVER IN AGKM
СКВАЖИН АГКМ
                                                                  Despite the complications and specifics
  Несмотря на вышеперечисленные трудности, применение           of AGKM field, CT technology has proven its
ГНКТ для ремонта скважин оправдано прежде всего                 efficiency. First of all due to significantly lower
меньшим повреждением ПЗП в сравнении с традиционной             damage of the near wellbore area comparing
технологией ремонта (поскольку скважина не глушится             to conventional workover, it is not necessary to


                                                                  №1–2 (027), Март / March 2009                   23
технологии




утяжеленным раствором), однако при этом необходимо         kill the well with high density drilling mud. At
обеспечить прием рабочей жидкости на поверхности с         the same time it is required to separate gas and
сепарацией газовой и твердой фаз, а также контроль за      solid phases in treating fluid at the surface, as
содержанием пластового флюида в рабочей жидкости.          well as to control contamination of treating fluid
Использование оборудования комплекса ГНКТ в                with formation fluid. A complex approach that
совокупности с оборудованием для приема флюида             utilizes coiled tubing together with well testing
на поверхности обеспечивает данные условия, а также        equipment meets all mentioned requirements and
позволяет:                                                 also provides the following:
• постоянно контролировать давления на устье скважины;     • pressure control at the wellhead;
• обеспечить отделение твердой фазы в потоке;              • solid phase separation in-stream;
• применять различные технологии очистки скважины          • implementation of different types of CT
  (фрезерование, обработку с гидромониторным эффектом,       services, such as milling, high-jetting clean out,
  химическую обработку);                                     chemical treatments etc.;
• производить кислотную обработку ПЗП при одной СПО;       • matrix acidizing in one run;
• минимизировать объемы рабочей жидкости.                  • minimization of volumes of treating fluid.
  При промывке скважины рабочая жидкость подается            During the well clean out, treating fluid is
трехплунжерным насосом в ГНКТ, прием флюида на             delivered from surface tanks to the coiled
поверхности осуществляется по следующей схеме:             tubing string by high pressure triplex pumps.
фильтровальная установка, блок манифольдов, газовый        Flow back from the well goes first through high
сепаратор, мерная емкость. Наличие двух фильтрующих        pressure filters, then through the arrangement
элементов в фильтровальной установке обеспечивает          of manifolds, gas separator and surge tank. The
непрерывный процесс. При этом очистка забитого             continuous process is provided by two elements
фильтровального элемента осуществляется прокачкой          in high pressure filters. Fluid can be pumped
жидкости в герметичную емкость для сбора шлама.            through the plugged filtering element to the
  Удаление отложений осуществляется различными             special tank to remove collected solids.
методами: с помощью промывочной насадки, забойным            Wellbore deposits can be removed in different
инструментом с гидромониторным эффектом,                   ways, such as with conventional five-orifice
фрезерованием с использованием забойного двигателя.        wash nozzle, high-jetting rotational tool or with
Ввиду агрессивности среды по отношению к материалу         positive displacement downhole motor and
ГНКТ важным моментом по предотвращению повышенного         bit. During well operations the main issue is CT
износа гибкой трубы является минимизация воздействия       exposure to H2S. To minimize it, the production
сероводорода. Это достигается замещением объема            tubing is displaced with a water-methanol
скважины рабочей жидкостью (40%-я водо-метанольная         solution (40%) before the CT run downhole.
смесь) перед спуском ГНКТ и последующей промывкой на       The following clean out is performed in slightly
легкой репрессии (с потерей 5–10% закачиваемой жидкости    overbalanced conditions with 5–10% fluid loss
в пласт) с добавлением ингибитора сероводорода и           into the formation. Corrosion inhibitor and H2S
нейтрализатора сероводорода.                               chemical scavenger are added to the treating fluid
  При промывке на репрессии основным является              to minimize the effect of corrosion.
обеспечение полного выноса твердой фазы. Программное         It is important to provide the complete return of
обеспечение CoilCADE ТМ и CoilCAT ТМ используется для      solids to surface during clean out.
расчета параметров промывки при дизайне работ, записи и      Before the operation, all conditions are modeled
обработки данных в процессе выполнения ремонта, а также    with design software to estimate the range of
для отслеживания износа ГНКТ с учетом воздействия кислой   critical parameters. During the treatment, sensor
среды.                                                     interface hardware is used to monitor and record
  После очистки скважины от отложений производится         critical job data and also to estimate remaining
кислотная обработка ПЗП с закачкой соляной кислоты.        tubing life in real-time.
Использование ГНКТ в этом случае позволяет разместить        After wellbore clean out, matrix acidizing with
кислоту в скважине на уровне продуктивной зоны, снизить    hydrochloric acid takes place. CT in that case
объемы кислоты и уменьшить время проведения операции.      allows placing acid across the zone of interest and
                                                           also decreasing volumes and operation time.
ДИЗАЙН РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГНКТ
                                                           DESIGN OF OPERATION
 При планировании работ с ГНКТ на скважинах                WITH COILED TUBING
АГКМ необходимо определить, в первую очередь,
последовательность применения имеющихся средств              At the design phase it is required first to
по очистке и промывке скважины. Зачастую бывает            define the sequence of techniques that need
целесообразно сначала осуществлять спуск ГНКТ с            to be implemented for deposits removal and
промывочной насадкой для определения наличия прохода,      wellbore clean out. It is effective to run CT with


24   №1–2 (027), Март / March 2009
технологии




проверки текущего забоя и, при наличии, размыва мягкой       a wash nozzle bottom hole assembly (BHA) to
неконсолидированной пробки, а затем производить закачку      determine the plug depth and also to clean out
кислоты. В случае последующего непрохода с промывочной       the unconsolidated plug. Acid can be pumped
насадкой (консолидированная нерастворимая пробка)            at that stage to assist in plug removal. In case of
осуществляется спуск винтового забойного двигателя           hard consolidated plug, which is insoluble in
с фрезой.                                                    acid, a downhole motor can be used to mill out
  При дизайне работ используются следующие исходные          the plug and clean the wellbore.
данные:                                                        At the design stage the following data is
• данные по скважине: наличие и свойства скважинных          critical:
  жидкостей, устьевое давление перед началом работ с ГНКТ,   • Well data. Properties of wellbore fluids,
  забойная температура, глубина, инклинометрия;                wellhead pressure, bottomhole temperature,
• данные о подземном оборудовании: минимальный                 depth, deviation.
  внутренний диаметр, глубина спуска, размер, материал       • Downhole equipment data. Minimal internal
  эксплуатационной колонны и НКТ;                              diameter (restriction), depth, size, material of
• данные о коллекторе: пластовое давление, плотность и         production casing and tubing.
  вязкость флюида, содержание сероводорода, пористость и     • Formation data. Pressure, density and viscosity
  проницаемость;                                               of formation fluid, sour gases concentration,
• характеристики отложений: размер и геометрия                 porosity and permeability.
  частиц, плотность, растворимость, уплотненность,           • Deposits characteristics. Size and shape of
  предполагаемый объем и глубина;                              particles, density, solubility, compactness,
• данные дефектоскопии ПО, замеры профиля притока.             amount and depth of deposits.
  С помощью программного обеспечения CoilCADE ТМ при         • Data of inspection of downhole equipment,
различных рабочих параметрах рассчитываются нагрузки           production logging data.
на ГНКТ в скважине: максимальная нагрузка на фрезу при         With different job parameters, CoilCADE ТМ
работе с забойным двигателем, максимально допустимое         software is used to model CT string loads in
натяжение трубы, распределение напряжений в ГНКТ.            the wellbore, maximum weight on bit for
Рассчитывается также оптимальный режим промывки.             milling operations and maximum CT tension
С учетом расчетных нагрузок и воздействия коррозийной        load. Distribution of these stresses on the
среды рассчитываются предельные нагрузки при работе          CT string can be calculated at that stage. The
ГНКТ в скважине, текущий остаток «усталостной» жизни         optimum regime of clean out is also calculated.
трубы. Данные параметры отслеживаются в режиме               With estimated CT loads and also taking
реального времени во время работы ГНКТ в скважине. После     into consideration the impact of corrosive
каждой скважинной операции проводится дефектоскопия          environments, the load limits during the
ГНКТ, что в совокупности с рассчитанной «усталостной»        operation is calculated as well as the remaining
жизнью ГНКТ позволяет минимизировать риски, связанные с      CT life. Load limits and CT life are monitored in
повреждением ГНКТ в скважине.                                real-time during the CT intervention. After every
                                                             operation an inspection of the coiled tubing
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ                                   string takes place to monitor the damage to the
ГНКТ, СКВАЖИНА 840 АГКМ                                      CT string incurred in the wellbore.

История скважины                                             CT IMPLEMENTATION
                                                             EXPERIENCE: WELL # 840
  В период проведения работ по капитальному ремонту
скважины № 840 традиционным КРС происходили                  Well history
поглощения глинистого раствора с потерей циркуляции.
Первые осложнения, связанные с поглощением, начались еще       A workover was performed to change tubular
в период глушения скважины. При извлечении хвостовика        and wellhead equipment. The well was killed
пакера поглощения глинистого раствора увеличивались. Для     and during the workover with conventional rig,
ликвидации поглощений применялись закачки асбестовой         high fluid loss/mud loss occurred. To prevent
крошки, соляро-бентонитовой смеси, цементного раствора       and/or minimize these losses different (LCM)
и других реагентов. Всего за период ремонта КРС потери       loss circulation materials were pumped such as
глинистого раствора составили ориентировочно 720 м3 .        asbestos particles, cement and bentonite. Total
  При спуске подземного оборудования в его составе           losses during the workover operation were as
был спущен пакер. По результам опрессовки пакер был          much as 720 m3.
герметичен.                                                    A packer was installed and pressure tested.
  При освоении скважины наблюдался выход жидкости,           During flow back off the well fluid, slugs of mud
пачек жидкой грязи, газа с падением трубного давления.       and gas were observed with tubing pressure
Из-за неблагоприятных метеоусловий за 14 суток освоение      drop. Due to unfavorable weather conditions


26   №1–2 (027), Март / March 2009
                                                                                                                                                            technologies




    скважины проводилось в течение 10 часов. В процессе                                                              the flowback operation was suspended for
    освоения в скважине образовывались две грязевые пробки,                                                          14 days. When flowback resumed two plugs
    которые ликвидировались путем продавливания их в пласт.                                                          formed which were squeezed down to the
    Затем работы были остановлены.                                                                                   formation. The flowback operation was
      После продолжения работ по освоению было                                                                       suspended again.
    ликвидировано еще 4 грязевых пробки путем переменного                                                              After resuming the flowback, another 4 plugs
    воздействия давлением на пласт с закачкой химреагентов                                                           were removed by pressurizing / bleeding off
    со стравливанием на амбар. При продолжении работ по                                                              the pressure to a flare pit. Also chemical agents
    освоению скважины получена очередная грязевая пробка                                                             were pumped to assist in plug removal. After
    на глубине 3721 м, ликвидировать которую воздействием                                                            that at the depth 3721 meters another plug was
    переменных давлений с закачкой химреагентов не                                                                   observed and it wasn’t removed by technique
    удалось. Бригада ПРС различными желонками и другим                                                               described above. Using bailing tubes the plug
    инструментом добилась углубления до 3772 м. Химический                                                           was partially removed only down to
    анализ показал, что грязевая пробка состоит из элементов                                                         3772 meters. Lab analysis of plug material
    глинистого раствора, цементного раствора и других                                                                showed it consisted of clay mud, cement and
    химреагентов, закачиваемых в скважину при ликвидации                                                             other LCM materials.
    поглощений в процессе проведения работ по капитальному                                                             Schlumberger proposed coiled tubing to
    ремонту.                                                                                                         clean out that well.
      Для ремонта данной скважины компанией «Шлюмберже»
    была предложена технология с применением ГНКТ.

    Дизайн с использованием программного                                                                             Job design with CoilCADE TM software
    обеспечения CoilCADE TM

    результаты по расчету нагрузок на ГНКТ при                                                                       Estimated loads on coiled tubing string
    скважинных операциях                                                                                             during well intervention

    Максимальная нагрузка при подъеме.......................... 9301,82 кгс                                          Maximum tension load........................ 20 462 lbf
    Максимальная нагрузка при спуске............................... -1528 ,64 кгс                                    Maximum compression load............ -3363 lbf
    Максимальное напряжение при подъеме
    (критерий вон Мизеса).............................................................. 2444 бар                     Maximum tension stress ...................... 2444 bar
    Максимальное напряжение при спуске
    (критерий вон Мизеса) .............................................................. 2376 бар                    Maximum compression stress........... 2376 bar
    В процентах от предела текучести.................................. 44,3%                                         Stress, % of yield stress.............................. 44.3%
    От нагрузки винтообразного скручивания............ 0,0%                                                          Load, % of helical buckling load........ 0.0%
    Максимальная нагрузка на долото.................................. 1104 кгс                                       Maximum weight on bit......................... 2430 lbf
    Максимальная нагрузка на разрыв на
    инструмент .......................................................................................... 8660 кгс   Maximum tension downhole............ 19 492 lbf
    Достижение заданной глубины ........................................ Да                                          Depth is reachable ...................................... Yes



      рисунок 1 – Показатели индикатора веса при СПО / figure 1 – Weight indicator readings during operations


                                                                                                                                         Показания ИВ при нагрузке
                                   40 000                                                                                                на инструмент 8660 кгс
Вес ГНКТ , ф-с / CT Weight - lbf




                                                     Показания ИВ при подъеме ГНКТ                                                       Maximum tension downhole 19 492 lbf
                                                     Weight indicator pick up reading
                                   30 000
                                                     Показания ИВ при спуске ГНКТ
                                                     Weight indicator slack off reading
                                   20 000


                                   10 000


                                        0                                                                                                Максимальный вес на долоте 1104 кгс
                                                                                                                                         Maximum weight on bit 2430 lbf

                                   -10 000
                                             0   1000                       2000                         3000        4000
               Участок спущенной в скважину ГНКТ, м / Measured depth of tool string - meters




                                                                                                                     №1–2 (027), Март / March 2009                                   27
технологии




  График (см. рисунок 2) показывает предельные рабочие                                                                                                    Figure 2 shows the maximum calculated
и расчетные нагрузки на ГНКТ при соответствующем                                                                                                        loads and also working loads versus pressure
дифференциальном давлении в ГНКТ.                                                                                                                       difference between internal and external
                                                                                                                                                        pressures.

рисунок 2 – Предельные нагрузки на ГНКТ при скважинной операции / figure 2 – CT load limits during CT intervention

                                                                           15 000
                                          Дифференциальное давление, psi




                                                                           10 000

                                                                                                          Рабочий предел нагрузок
                                                                               5 000                      Working load limit
                                          Pressure differential - psi




                                                                                                          Расчетный предел нагрузок
                                                                                  0                       Theoretical load limit

                                                                            -5 000


                                                                           -10 000


                                                                           -15 000
                                                                                 -20 000 -10 000                 0        10 000     20 000      30 000      40 000    50 000
                                                                                                         Нагрузка на ГНКТ, lbs / CT effective force - lbf



Зависимости рабочих параметров от времени                                                                                                               Job parameters versus time and depth
и глубины промывки

рисунок 3 – Забойные давления при промывке / figure 3 – Bottomhole pressure during clean out




                                                                                                                                                                                         Глубина спуска насадки ГНКТ при промывке, м
                                                620                                Забойное давление на верхних отверстиях




                                                                                                                                                                                         BHA measured depth during clean out, meters
                                                                                   перфорации
                                                 610                               Bottomhole pressure at the top of open hole                                                    3970
        Давление , бар / Pressure - psi




                                               600                                 Забойное давление на нижних отверстиях
                                                                                   перфорации
                                                                                   Bottomhole pressure at the bottom of open hole                                                 3920
                                                590
                                                                                   Давление под насадкой ГНКТ
                                               580                                 Pressure under CT BHA
                                                                                                                                                                                  3870
                                                570                                Глубина спуска насадки ГНКТ
                                                                                   BHA measured depth
                                               560                                                                                                                                3820
                                                550
                                                                                                                                                                                  3770
                                               540
                                                 530
                                                                                                                                                                                  3720
                                                520
                                                                           0     60    120 180 240         300       360 420   480 540    600 660 720       780   840 900   960
                                                                                                                     Время, мин / Time - min



  График (см. рисунок 3) показывает, что промывка
производится на равновесии или репрессии.                                                                                                                  Figure 4 shows that most of the time clean out
  График (см. рисунок 4) показывает, что во время работы                                                                                                is performed in overbalanced conditions with
большую часть времени промывка производится на                                                                                                          successful transportation of solids to the surface.
репрессии, с небольшой потерей жидкости в пласт. При                                                                                                    Annular velocity during cleanout is not less
этом сохраняется вынос твердой фазы на поверхность.                                                                                                     than 40–50 m/min which is sufficient for solids
  Во время промывки скорость потока в малом затрубе не                                                                                                  transportation to the surface in vertical well.
опускается ниже 40–50 м/мин, что является достаточным
для выноса твердой фазы в вертикальной скважине.                                                                                                        Well workover operation with coiled
                                                                                                                                                        tubing
Проведение работ по ремонту скважины
                                                                                                                                                          Despite the layout with number of units on
  Несмотря на большое число единиц техники,                                                                                                             wellsite, the units are mobile and it is possible
установки мобильны и могут быть убраны с территории                                                                                                     to rig down and leave the wellsite in short time.
скважины за короткое время. Полный монтаж                                                                                                               Complete equipment rig up with pressure and
оборудования с опрессовкой и функциональными                                                                                                            function tests takes approximately 16 hours and
тестами занимает 16 часов, демонтаж – 12 часов.                                                                                                         complete rig down takes approximately 12 hours.


28    №1–2 (027), Март / March 2009
                                                                                                                                                  technologies



рисунок 4 – Приток из пласта/потери в пласт, вынос твердой фазы
figure 4 – Influx from formation/leak off to formation, solids transport




                                                                                                                                        Leak off to formation (-)/Influx from
                                            020                                                                                   0,1




                                                                                                                                        Потери в пласт (-)/Приток из
           Вынос твердой фазы, м3/сек
           Solids transport rate – m3/sec




                                                                                                                                  0
                                            015




                                                                                                                                        пласта (+), барр/мин
                                                      Вынос твердой фазы




                                                                                                                                        formation (+) bar/min
                                                                                                                                 -0,1
                                                      Solids transportation
                                            010
                                                      Общие потери (-) / приток (+)                                              -0,2
                                                      в/из пласта
                                                      Total losses (-)/influx (+) to/from formation
                                            005
                                                                                                                                 -0,3


                                             0                                                                                   -0,4
                                                  0   60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720 780 840 900 960
                                                                                   Время, мин / Time - min


рисунок 5 – фильтрующая установка высокого давления и штуцерный манифольд
figure 5 – High pressure filters and choke manifold




Описание технологического процесса                                                                           CT operation description

1. Закачка водо-метанольной смеси в ГНКТ и затруб ГНКТ                                                       1. Pumping 20 m3 water-methanol solution
   в объеме 20 м3 для оттиснения пластового флюида и                                                            into CT and CT annulus to displace the
   увеличения гидростатики.                                                                                     formation fluid from the wellbore and to
2. Спуск ГНКТ с промывочной насадкой до текущего забоя.                                                         increase hydrostatic pressure.
3. Доход до глубины 3761 м. Циркуляция с расходом                                                            2. RIH with conventional wash nozzle to
   рабочей жидкости 160–190 л/мин.                                                                              wireline tag.
4. Закачка СКВ в объеме 7 м3.                                                                                3. Depth 3761 meters. Circulation with treating
5. Спуск ГНКТ до глубины 3814 м, снижение веса ГНКТ на                                                          fluid, pump rate 160–190 liters / min
   данной глубине.                                                                                           4. Place 7 m3 of hydrochloric acid.
6. Закачка СКВ в объеме 4 м3.                                                                                5. RIH with CT down to 3814 m, CT weight
7. Спуск ГНКТ до глубины 3977 м.                                                                                decreases at the depth.


                                                                                                             №1–2 (027), Март / March 2009                                      29
технологии




8. Подъем ГНКТ для смены промывочной насадки на              6. Pump 4 m3 of hydrochloric acid.
    забойный инструмент с гидромониторным эффектом           7. RIH with CT to 3977 m.
    Jet Blaster TM.                                          8. POOH the CT to change wash nozzle to rotating
9. Спуск ГНКТ с циркуляцией ВМС для проведения                   jetting tool – Jet Blaster TM.
    СКО ПЗП до текущего забоя.                               9. RIH with circulation of water-methanol solution
10. Текущий забой 3985 м. Закачка соляной кислоты в объеме       for matrix acidizing.
    14 м3 для СКО с подъемом ГНКТ.                           10. Depth 3985 m. Pumping 14 m3 of hydrochloric
                                                                 acid for matrix acidizing.
Описание забойного инструмента Jet Blaster
                                                             Jet Blaster tool description
  Забойный инструмент Jet Blaster используется для
воздействия на отложения и консолидированные пробки            Jet Blaster tool is a rotating tool with high
с помощью гидромониторного эффекта. Среди его                energy jetting effect. It is implemented for deposits
преимуществ – высокая гидравлическая мощность на соплах      removal and consolidated plugs cleanout.
насадки, покрытие в 360° интервала промывки, очистка после     It has some advantages, such as high hydraulic
первого прохода, контролируемый размер вымываемых            energy on the nozzles, 360° coverage of the
частиц.                                                      deposits during cleanout, deposits removal in first
   В результате ремонта с применением ГНКТ пробка            run, controllable size of cuttings.
была ликвидирована закачкой кислоты одновременно с             As a result of CT operations the plug was
циркуляцией рабочей жидкости. Для увеличения дебита была     removed with acid squeeze and following
проведена СКО ПЗП, при которой для обеспечения большего      circulation with treating fluid. For stimulation of
проникновения кислоты в пласт, очистки фильтрационной        production matrix acidizing of near wellbore area
корки, равномерного распределения кислоты на протяжении      was performed following the removal of filter cake
всего интервала открытого ствола был использован забойный    and clean out of production zone with Jet Blaster.
инструмент с гидромониторным эффектом Jet Blaster. Дебит     Production was restored from 0 to 150 000 m3 of
скважины был восстановлен с 0 до 150 тыс. м3/сут.            gas per day.
  При ремонте данной скважины пробка была удалена              The plug on that well was removed by acid and a
химическим путем с помощью промывочной насадки. При          conventional wash nozzle. If there’s a consolidated
наличии нерастворимой пробки осуществляется замена           hard plug, the positive displacement downhole
насадки на забойный двигатель с фрезой.                      motor with mill can be used.




   рисунок 6 – Устье скважины, противовыбросовые превенторы, инжектор, лубрикатор
   figure 6 – Wellhed, blow out preventers, injector head, riser




30    №1–2 (027), Март / March 2009
     говорят участниКи 9-й                                     opinions oF the participants
     международной Конференции по                              oF the 9th international
     Колтюбинговым технологиям и                               conFerence on ct technologies
     внутрисКважинным работам                                  and Well intervention

       Очень важно донести до сервисных компаний                 It is very important to get service companies
     информацию о том, какие технологии                        acquainted with the information about
     внутрискважинных работ уже существуют и какие             well intervention technologies and new
     новые возможности появляются. Конференция такому          opportunities available in this field. The
     информированию, несомненно, способствует.                 conference is very helping in informing them.
     Джамиль Гирфанов, исполнительный директор ООО             Jamil Girfanov, Executive Director of Tatneft –
     «татнефть – АктюбинскРемСервис», ОАО «татнефть»           Aktubinsk Rem Service, at Tatneft Company


      Конференция необходима и полезна. Интересно                The conference is necessary and useful. It
     было узнать о более сложных технологиях,                  was interesting to learn about the advanced
     применяемых на колтюбинговых установках.                  CT technologies. I hope to get even more
     Надеюсь на следующей встрече получить еще больше          information at the next meeting.
     информации.                                               Bogdan Kravchuk, Senior Manager at Oil Production
     Богдан Кравчук, cтарший менеджер Управления по добыче     Department, Lukoil
     нефти, ОАО «Лукойл»
                                                                 This is the principal Russian site for
       Данная площадка обмена мнениями по вопросам             information exchange in the fields of oil
     нефтесервиса и, в частности, по колтюбинговым             service and CT technologies. It is right to
     технологиям – основная в России. Очень правильно,         hold the conference in Tumen. Most of the
     что конференция проводится в Тюмени. Ведь                 specialists work here and Western Siberia is the
     большинство специалистов работает здесь, и большая        center of oil production in Russia.
     нефть здесь, в Западной Сибири.                           Grigory Zozulya, Doctor of Engineering, Professor,
     Григорий Зозуля, доктор технических наук, профессор,      Manager of the Chair of Well Workover and Recovery
     зав. кафедрой «Ремонт и восстановление скважин» тюмГНГУ   at Tyumen State Oil & Gas University


       От нашей компании сюда приехала целая группа              Our company sent to the conference a
     из шести человек. Чем нас привлекает конференция?         team of 6 specialists. We were attracted to
     Тем, что здесь мы можем получить ответы на                the conference by an opportunity to have a
     широкий спектр вопросов, которые нам необходимо           number of our questions answered, and that
     решить, чтобы качественно и быстро ремонтировать          will enable us to do well service better and
     скважины.                                                 faster.
     Василий Анденко, главный инженер ООО «КРС-Сервис»,        Vasily Andenko, Chief Engineer of Well Workover
     ООО «Газпром-нефтесервис»                                 Service at Gazprom Nefteservice


       Желательно иметь как можно больше информации              It is necessary to know as much as possible
     о сервисных компаниях, которые работают с                 about service companies working with
     гибкой трубой именно в России, в первую очередь о         coiled tube in Russia. Especially, about their
     технологиях работ. Поэтому нужно почаще устраивать        technologies. That is why such meetings of
     такие встречи специалистов, чтобы люди знакомились        specialists should be held more frequently in
     друг с другом, обменивались опытом.                       order to give people an opportunity to see
     Владимир Журба, начальник геологического отдела           each other and exchange experience.
     Сургутского управления по повышению нефтеотдачи           Vladimir Zhurba, Head of Geology Department at
     пластов и капитальному ремонту скважин,                   Surgut Division of Oil Recovery Enhancement and
     ОАО «Сургутнефтегаз»                                      Well Workover at Surgutneftegaz


       На конференции присутствуют и наши конкуренты,            Both our rivals and customers are present at
     и наши заказчики. Есть возможность как обменяться         the conference, giving us a chance to exchange
     опытом, так и завязать деловые контакты. К следующей      experience and tie business contacts. I hope
     встрече, на которой, надеюсь, заказчиков будет            there will be even more contractors by the
     еще больше, мы подготовим доклады, в которых              next meeting. We are going to present reports
     приподнимем занавес над новыми технологиями,              unveiling the new technologies designed by
     разработанными нашей компанией.                           our company.
     Константин Бурдин, менеджер по развитию бизнеса,          Konstantin Burdin, CT Business Development
     ГНКт Южный Геомаркет, компания «Шлюмберже»                Manager at Southern Geomarket, Schlumbеrger




32   №1–2 (027), Март / March 2009

								
To top