Часть 2 - Schlumberger
advertisement
Анализ на практических примерах 80 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практических примерах ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Сокращение времени проведения многостадийного гидроразрыва пласта на 15 дней Практический пример: AbrasiFRAC позволяет более чем вдвое увеличить добычу газа ЗАДАЧА Применение технологии AbrasiFRAC для перфорации и ГРП нескольких интервалов в ходе одной скважинооперации. РЕЗУЛЬТАТ Пятистадийный ГРП выполнен за 3 дня. После выхода скважины на режим через 30 дней после ГРП, добыча в ней была на 150% выше, чем в соседних скважинах. 5,0 Добыча газа, млн куб.фут/сут РЕШЕНИЕ 30 6,0 Добыча газа Время заканчивания 5,0 25 18 4,0 20 15 3,0 2,0 2,0 10 1,0 3 5 Среднее время заканчивания, сут. Повысить эффективность многостадийного гидроразрыва там, где применение традиционных технологий в среднем заняло бы 18 дней. 0 0 Традиционные методы Технология AbrasiFRAC Применение технологии AbrasiFRAC позволило компании Houston Exploration сократить время заканчивания скважины на 15 дней, при этом, повысив добычу более чем в два раза. Стесненные временные рамки Компания Houston Exploration Company выполняла работы по многостадийному ГРП на месторождении Виксберг (Vicksburg) в Южном Техасе. Традиционная технология требовала неоднократных СПО для перфорации, установки мостов и гидроразрыва каждого продуктивного интервала в отдельности. Срок выполнения таких работ составляет в среднем 18 суток и может сопровождаться существенными затратами. Компания Houston Exploration хотела выполнить ГРП в менее продолжительные сроки и одновременно повысить продуктивность скважин. Компания выбрала технологию ГРП AbrasiFRAC, при которой перфорация и ГРП нескольких интервалов пласта выполняются в ходе одной AbrasiFRAC Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах-AbrasiFRAC 81 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: AbrasiFRAC позволяет более чем вдвое увеличить добычу газа «Компания Houston Exploration Company удовлетворена тем, как в целом был выполнен этот ГРП. Выполнение столь сложной операции согласно графику требует тщательного планирования и координации, и ваша бригада справилась с этой задачей. Поздравляю с хорошо выполненной работой!» Ален Датт Инженер по добыче «Houston Exploration Company» AbrasiFRAC позволяет выполнить перфорацию и ГРП за одну операцию. скважинной операции, что позволяет более эффективно вскрывать пласт с меньшими затратами времени. Технология поинтервального ГРП обеспечивает точное размещение расклинивающего агента в затрубном пространстве, как при использовании обычных, так и гибких НКТ. Рабочая жидкость с абразивной фазой под высоким давлением закачивается через гидромониторную насадку особой конструкции, спускаемую в скважину на рабочей колонне ГНКТ. В результате, высокоскоростной поток жидкости создает перфорационные отверстия в трубных элементах скважины (обсадной колонне, хвостовике, перфорированных или щелевых фильтрах и НКТ), а также в цементном кольце за колонной. Данный инструмент AbrasiFRAC может также применяться при заканчивании скважин с необсаженным стволом. При поинтервальных ГРП изоляция подлежащих обработке интервалов осуществляется отсыпкой проппантом или установкой цементных мостов. Технология AbrasiFRAC менее затратная по сравнению с традиционными методами ввиду пониженного давления гидроразрыва, что требует меньших мощностей оборудования. Многостадийный ГРП в компании Houston Exploration был выполнен за 3 суток, т. е. с 80% сокращением затрат времени по сравнению со сроками выполнения работ с применением традиционных технологий. Благодаря тому что AbrasiFRAC обеспечивает точное размещение расклинивающего агента в пласте, возросла продуктивность скважины. Дебит скважины в установившемся режиме через 30 суток после ГРП составил 5 млн. против 2 млн. куб. футов/сутки в схожих соседних скважинах. О семействе технологий Contact Технология AbrasiFRAC входит в категорию «ГТМ» (Геолого-технологические мероприятия), одну из четырех категорий семейства технологий Contact ступенчатого гидроразрыва пластов и заканчивания скважин. Эти технологии максимально увеличивают площадь контакта с пластами-коллекторами, обеспечивая наиболее эффективные и рациональные способы обработки каждой скважины. Технологии категории «ГТМ» позволяют за одно вмешательство осуществлять перфорацию, разрыв и изоляцию нескольких горизонтов. Эффективность технологий Contact может быть повышена за счет применения опционных систем измерения, работающих в режиме реального времени. www.slb.com/abrasifrac *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0075 82 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Повышение добычи газа с одновременным снижением обводненности Обеспечить увеличение притока в условиях песчаника с высокой слоистостью, не допуская распространения разрыва в водоносные зоны. РЕШЕНИЕ Вызов притока методом AbrasiFRAC* для точного размещения гидроразрыва в пласте. РЕЗУЛЬТАТЫ Заканчивание до 9 интервалов за одну обработку методом AbrasiFRAC, уменьшение обводненности продукции на 85% и увеличение добычи газа более чем вдвое. 500 5 Добыча воды Добыча газа 400 4 300 3 200 2 100 1 0 0 Услуги по традиционным технологиям Дебит добычи газа, млн. куб. футов/сут ЗАДАЧА Дебит добычи воды, баррелей в сутки Практический пример: Использование технологии AbrasiFRAC компанией EOG Resources обеспечивает эффективную стимуляцию притока в песчаных породах с высокой слоистостью Услуги AbrasiFRAC Технология AbrasiFRAC позволяет снизить добычу воды на 85%, и при этом повысить добычу газа более чем в два раза. Газоносные песчаники малой мощности Газоносные песчаники свиты Хосстон на месторождении Слиго на севере штата Луизиана характеризуются очень высокой слоистостью. Они содержат много маломощных газоносных пластов с различной степенью истощения, разделенных водоносными пластами. Обычные проекты заканчивания таких скважин, как правило, предусматривают многоступенчатую обработку для стимуляции притока с закачкой газированных жидкостей ГРП и установкой мостовых пробок для разобщения пластов. Стремясь к сокращению расходов и затрат времени, компания EOG Resources испытала в полевых условиях альтернативный метод заканчивания. Стимуляция отдельных пропластков Стимуляция пласта методом AbrasiFRAC, при котором за одну операцию обрабатывается сразу несколько пластов в одной скважине, оказалось наиболее эффективным способом многостадийного гидроразрыва в данных условиях. Технология AbrasiFRAC позволила компании EOG Resources более эффективно и рационально стимулировать приток в отдельных пластах, проводя обработку от четырех до девяти интервалов с помощью жидкостей ГРП, газированных CO2. AbrasiFRAC Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - AbrasiFRAC 83 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Использование технологии AbrasiFRAC компанией EOG Resources обеспечивает эффективную стимуляцию притока в песчаных породах с высокой слоистостью «Благодаря снижению расходов на заканчивание скважин и уменьшению притока воды, технология AbrasiFRAC стала оптимальным решением для тех проблем, с которыми нам пришлось столкнуться на этом месторождении.» Чарли Майкласки Инженер по добыче EOG Resources Технология AbrasiFRAC позволяет выполнять перфорацию и гидроразрыв в ходе одной операции и, тем самым, снизить продолжительность работ. Повышение добычи Технология AbrasiFRAC позволила повысить точность обработки и избежать распространения гидроразрыва в водоносные песчаные пласты, в одном конкретном случае снизив приток воды на 85% при одновременном увеличении добычи газа почти до 3 млн. куб. футов в сутки с 1,2 млн. куб. футов в сутки. Кроме того, применение технологии AbrasiFRAC привело к значительному сокращению расходов на заканчивание скважины по сравнению с традиционными технологиями. О семействе технологий Contact Технология AbrasiFRAC входит в категорию ГТМ (геолого-технические мероприятия) – одну из четырех категорий семейства технологий Contact* многоступенчатого гидроразрыва пластов и заканчивания скважин. Эти технологии максимально повышают контакт пластов-коллекторов, обеспечивая наиболее эффективные и рациональные способы обработки каждой скважины. Технологии Contact позволяют за один спуск выполнять перфорацию, закачку, гидроразрыв и изоляцию нескольких горизонтов. Эффективность технологий Contact может быть повышена за счет применения систем измерений в режиме реального времени. www.slb.com/abrasifrac *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0076 84 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Технология очистки скважины ACTive Cleanout сокращает время работ и период аренды бурового судна ЗАДАЧА Выполнить эффективную и качественную очистку ствола скважины. РЕШЕНИЕ Применена технология ACTive* Cleanout для эффективного контроля давления и температуры в скважине с точной привязкой глубины. РЕЗУЛЬТАТЫ Подтверждена глубина забоя, и обнаружен индикаторный патрубок обсадной колонны на известной глубине, что подтвердило очистку скважины до забоя и позволило сэкономить сутки на фрезерование и еще сутки рабочего времени судна для работ с ГНКТ. Погрешности измерений глубины снижают операционную эффективность Во время проведения работ на ГНКТ часто обнаруживаются расхождения между глубиной спуска колонны по мере труб НКТ, глубиной по инструменту на проволоке и глубиной по инструменту на ГНКТ. В скважинах с несколькими продуктивными зонами расхождение лишь в 20 футов может создать неопределенность и выразиться в разнице между чистым продуктивным интервалом и интервалом, загрязненным песком, требующим дополнительной очистки. Во многих случаях, для того чтобы убедиться в успехе очистки скважины, требуется использование дополнительных инструментов очистки, таких как кислотная обработка или закачка растворителя, спуск забойных двигателей, локаторов конца НКТ, печатей или шламоотборников. Однако эти операции повышают риск и общее время работ в скважине, что сказывается как на итоговой стоимости, так и на производительности скважины. Данные, полученные в режиме реального времени, прояснили ситуацию Глубина, фут Практический пример: Измерения в режиме реального времени для проверки качества очистки ствола скважины Локатор муфт –100 100 Отфильтрованные данные –100 100 10,172 10,204 10,236 Неплановая флюктуция 10,268 короткое соединение 15 футов График привязки глубины, полученный с помощью технологии очистки скважины ACTive Cleanout Компания, эксплуатирующая месторождение в Южной Америке, выбрала технологию ACTive Cleanout для эффективной очистки скважины, вскрывшей разрез с несколькими продуктивными зонами. Согласно выбранной программе, очистка скважины требовалась от глубины последнего измерения на проволоке до верха цементного моста. Во время работ произошло поглощение раствора, сопровождавшееся неожиданной сигнализацией локатора муфт. Эти сигналы были привязаны к интервалу перфорации над верхней границей цементного моста, который после вскрытия начал принимать раствор. Fill Removal Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive 85 Глубина, привязанная по локатору муфт ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Измерения в режиме реального времени для проверки качества очистки ствола скважины Давление циркуляции -1000 фунтов на кв. дюйм Забойная температура 7000 100 Скорость закачки при спуске 0 баррелей/мин. F 0 200 Скорость потока в затрубном пространстве 1 0 баррелей/мин. 2000 3000 4000 5000 6000 7000 1 Подтверждение, что скважина была очищена до забоя, сэкономило компании одни сутки фрезерования и одни сутки работы судна с оборудованием ГНКТ. Во время очистки скважины также были выполнены измерения давления и температуры. Эта информация позволила определить работающие газлифтные камеры и обеспечила инженера по эксплуатации скважин данными, необходимыми для того, чтобы узнать, работают ли клапаны в ожидаемом режиме. Также была проверена герметичность колонны и пакера и измерено фактическое статическое давление во время ожидания осаждения песка. Данные давления и температуры, которые обычно замеряются во время отдельной операции, потенциально важны во время работ на ГНКТ для того, чтобы обеспечить непрерывную циркуляцию в скважине, оптимизировать использование азота, а также обнаружить симптомы и предотвратить прихваты инструмента. Данные замеров в скважине оказались полезными Приняв за основу глубину по инструменту на ГНКТ и допустив, что до забоя более 20 футов, в скважину закачали пачки растворителя и кислоты. Однако эти попытки оказались безуспешными и не увеличили глубину чистого ствола. Глубина по инструменту на ГНКТ была привязана в реальном времени к подтвержденной глубине забоя с помощью локатора муфт ACTive CCL и ГК/локатора муфт на проволочном канате. Компания-оператор решила поднять ГНКТ, провести привязку глубины на проколке и спустить забойный двигатель. На следующий день пробоотборником были отбиты обломки перфоратора на измеренной по инструменту глубине, которая совпала с корреляцией в реальном времени по локатору муфт ACTive. Последующий анализ записей в буровом журнале подтвердил глубину, на которой были отбиты обломки перфоратора, и спуск забойного двигателя был отменен. В скважине на известной глубине был обнаружен индикаторный патрубок обсадной колонны, что подтвердило, что скважина была очищена до забоя. Это позволило компании сэкономить одни сутки фрезерования и одни сутки работы судна с оборудованием ГНКТ. 8000 9000 Данные давления и температуры www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0001 86 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Повышение качества пены на месторождении Элкс Хиллз Практический пример: Нефтяная компания сэкономила более 10 000 долларов, используя технологию работ на ГНКТ ACTive 145 ЗАДАЧА 130 x 285 425 375 325 8,0 x 265 x 245 x 225 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 275 РЕЗУЛЬТАТЫ Качество пены отрегулировано необходимым образом с помощью данных, полученных в режиме реального времени, что обеспечило точное направление потока рабочей жидкости и хороший результат воздействия. Экономия по сравнению с традиционными методами составила 10 000 долларов США и 5 часов рабочего времени. 475 9,0 x 205 125 21:23:51 21:50:01 22:22:11 Время, час:мин:сек. Общая скорость закачки, барр./мин. Применить семейство технологий работ на ГНКТ ACTive* для того, чтобы определить забойное давление, расчеты которого делались несколькими годами раньше и часто были ошибочны. x 305 AN_BHP 135 РЕШЕНИЕ 525 Уточненная глубина, футы 140 10,0 Забойная температура, °F Собрать достаточное количество скважинных данных, чтобы направить поток пены согласно плану во время воздействия на матричный пласт через гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) в нефтегазодобывающей скважине с низкой продуктивностью. 1,0 0 Замеры системой ACTive в реальном времени показали, что забойное давление составляло 300 фунтов/ кв.дюйм вместо предполагаемых 1 200 фунтов/кв.дюйм Сложность определения давления Компания, разрабатывающая нефтяное месторождение Элкс Хиллз, столкнулась с трудностями во время интенсификации притока в скважине со сланцевым коллектором, расположенной возле города Бейкерсфилд в Калифорнии (США). В скважине требовалась обработка длинных разнородных интервалов (>1 000 футов). В других скважинах, пробуренных в этот сланцевый коллектор, отмечалось низкое забойное давление, однако точные измерения отсутствовали. Вместо измерений, компания регулярно делала расчеты ожидаемого забойного давления – часто с неточными результатами. Опыт показал, что в скважинах с аномально низким пластовым давлением значения забойного давления, выведенные расчетом из измеренных устьевых давлений, часто неточны, особенно когда в затрубное пространство закачивается пена. Аналогично, большинство существующих программ математического моделирования не способно выдать точный расчет забойного давления по данным замеров давления циркуляции. В отсутствие фактических замеров забойного давления, отправной точкой для любых расчетов являлось условно принятое забойное давление, в результате чего все расчеты носили приблизительный характер. В рассматриваемых скважинах проведение промысловых ГИС было невозможно, поэтому типовой метод заканчивания предполагал либо спуск хвостовика с щелевым фильтром, либо перфорацию большой части горизонтального ствола. Во время возбуждения притока в скважине, обработка пласта большим количеством кислоты с глинистым раствором обычно проводилась с пачками отклонителя в виде вспененной кислоты или пены. Расчеты качества пены по окончании обработки скважин показали, что во время некоторых операций обработки содержание газа в пене было всего лишь 30%, тогда как согласно плану требовалось 70%. Для проведения кислотной обработки матрицы на ГНКТ с использованием пены для отклонения кислоты, компании были необходимы точные данные. ACTive Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive 87 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Нефтяная компания сэкономила более 10 000 долларов, используя технологию работ на ГНКТ ACTive x 400 ------- DTS 2—Начальный график ------- DTS 2—Промежуточный график ------- DTS 2—Последний график ------- DTS 1—Опорная линия ------- Геотермальный градиент Глубина, футы x 800 Холодный всплеск в интервале x 889 - x 694 фута по инструменту, связанный с закачкой Целевой интервал размещения пены x 200 x 600 Интервалы перфорации x 000 x 400 Геотермальный градиент DTS 2—Графики закачки 120 140 150 160 170 180 Температура, °F Точные данные распределенного измерения температур (DTS), полученные с помощью системы ACTive, показали гораздо более низкую температуру в интервале перфорации по сравнению с геотермальным градиентом. Измерения в реальном времени Для решения проблемы компания Шлюмберже предложила применить технологию измерений в действующей скважине ACTive. В серии технологий ACTive используются скважинные измерения в реальном времени для интерпретации и оптимизации обработки пласта непосредственно в процессе работ. Измерения на ГНКТ позволяют контролировать и оценивать ход работы, оптимизировать результаты обработки и выполнять всю работу за одну СПО. Вся система состоит из КНК, электронного блока на поверхности и ПО для динамической интерпретации данных. Система выдает данные внутреннего и наружного давления, температуры, корреляцию глубинны по локатору муфт и распределенные измерения температуры (DTS). В скважине на месторождении Элкс Хиллз система ACTive пришла на смену расчетам давления по фактическим данным измерений, что позволило отрегулировать скорость закачки рабочих жидкостей, чтобы получить требуемое содержание газа в пене. Данные, полученные системой ACTive, также подтвердили, что забойное давление составляло лишь 300 фунтов/кв.дюйм вместо предполагаемых 1 200 фунтов/кв.дюйм. Такое резкое отличие означало, что для получения пены с содержанием газа 70% во время закачки отклоняющей пачки следовало уменьшить подачу азота. Если бы азот продолжали закачивать согласно плану, то содержание газа в пене составило бы примерно 90%. С учетом того, что забойное давление оказалось ниже, чем ожидалось, возбуждение притока азотом было начато вовремя. Меньше времени и затрат Благодаря применению технологии ACTive заказчик сэкономил более 10 000 долларов США и сократил время работ на 5 часов по сравнению традиционными методами, применявшимися на месторождении. Кроме того, уточненные данные давления оказались полезны для выбора местоположения ближайшей скважины. www.slb.com/ACTive *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0115 88 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Возобновление добычи из закупоренного песком пласта на глубоководном участке (Индонезия) Практический пример: Компания Chevron успешно провела очистку ствола с помощью данных, полученных в реальном времени ЗАДАЧА Очистка скважины с помощью гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) для восстановления доступа и возобновления добычи из водовосприимчивой перфорированной зоны, закупоренной песком, в глубоководной скважине с малыми градиентами забойного давления (ЗД). РЕШЕНИЕ Объединить инженерно-техническую процедуру очистки с системой активного контроля работ в скважине ACTive* для получения в реальном времени данных о ЗД и расходе флюидов в ходе очистки. РЕЗУЛЬТАТЫ Успешное выполнение очистки и восстановление доступа к высокопродуктивному пласту. Высокопродуктивная глубоководная скважина В ходе эксплуатации высокопродуктивной скважины компании Chevron на месторождении Уэст Сено (West Seno) в Индонезии возникла необходимость в восстановлении доступа к перфорированной зоне, закупоренной песком. Первые работы по очистке с использованием ГНКТ не принесли результатов по следующим причинам: ■ Крупный диаметр обсадных труб – ВД более 4,5 дюймов ■ Большой угол отклонения – более 60° ■ Малые градиенты ЗД – менее 0,3 фунты на кв. дюйм/фут Компания попробовала применить следующие методы: прямая циркуляция с использованием газлифта, обратная флюидная очистка и прямая пенная циркуляция. Результатом явились, соответственно, непостоянная циркуляция промывочной жидкости, прихват трубы и высокая стоимость работ как следствие логистических сложностей, связанных с работами на море. Совместное применение разработанного технологического решения и сервисов системы ACTive с использованием ГНКТ позволило получить в реальном времени данные о величине ЗД и глубине и, как следствие, провести эффективную очистку скважины. Новый метод очистки Компания «Шлюмберже» предложила новый метод, сочетающий инженерно-техническое решение по проведению очистки с системой активного контроля работ в скважине ACTive. Для проведения работ используется специальный гель – раствор на дизельной основе, имеющий меньшую плотность по сравнению с гелевыми жидкостями на водной основе и образующий столб жидкости с пониженным гидростатическим давлением, что позволяет выполнять очистку при малом ЗД. В результате проведения испытаний по определению гидравлической эффективности в керне на месторождении Уэст Сено была установлена возможность применения геля при эксплуатации водовосприимчивых пластов. Использование геля способствует также сохранению более высокой проницаемости. Кроме того, выполнение работ за один этап упрощает операцию с использованием геля по сравнению с использованием вспененных жидкостей, а высокая вязкость ограничивает степень проникновения. Использование сервиса системы ACTive совместно с ГНКТ позволило получить данные ЗД в реальном времени и применить их совместно с имеющейся газлифтной системой при проведении очистки. Удалось определить кратковременное воздействие на скважинную камеру газлифтной установки и скорректировать ход работ. Контроль столба жидкости с материалом заполнения осуществлялся с использованием оперативной информации, что обеспечило стабильную циркуляцию на протяжении всего времени. Кроме того, методика измерения глубины с помощью локатора муфт обсадной колонны (CCL) сервиса системы ACTive позволила осуществить очистку до необходимой глубины, устраняя погрешности измерений, выполняемых на поверхности. Оперативное принятие решений Совместное применение инженерно-технического решения по проведению очистки и сервисов системы ACTive позволило выполнить скважинные измерения в реальном времени, устранив все допущения и предположения, принятые для данной операции. Это дало возможность персоналу Chevron принимать оперативные решения на основании точных данных, получаемых в реальном времени. В итоге, очистка скважины была успешно завершена, и компания вновь получила доступ к закупоренному пласту. *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0008 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/ACTive ■ Анализ на практическихримерах - ACTive 89 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Технология очистки ACTive Cleanout обеспечивает доступ к забою скважины для перфорации в нескольких пластах Практический пример: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени обеспечивают эффективную очистку скважины от отложений песка на месторождении в Южно-Китайском море ЗАДАЧА Предотвратить образование песчаных пробок во время перфорации нескольких пластов в нагнетательной скважине. РЕШЕНИЕ Применена технология очистки ACTive* Cleanout, обеспечивающая надежный спуск в скважину, точное попадание в нужный интервал и оптимальные условия в скважине при перфорации с технологией ACTive Perf. РЕЗУЛЬТАТЫ Графики забойного давления во время очистки скважины по технологии ACTive. Благодаря эффективной очистке ствола и точному контролю давления приемистость скважины составила 8 900 баррелей воды в сутки, что подтверждает отсутствие песчаных пробок. Миграция песка после перфорации Компания «Талисман Малайзия Лтд.» (ТМЛ) недавно пробурила водонагнетательную скважину в малазийских водах Южно-Китайского моря. После перфорации первого пласта был получен песок, который забил следующие интервалы перфорации. Несмотря на попытки очистить скважину с помощью традиционных инструментов на ГНКТ, добраться до нужных интервалов не получилось. Закачка азота для вызова циркуляции и стимуляции притока лишь привела к появлению большего количества песка. Большинство работ на ГНКТ в этом несцементированном песчаном пласте требует удаления песчаных пробок из скважин. Пластовый песок закупоривает скважину, образуя песчаные пробки, что представляет проблему для всех компаний, которые бурят скважины в этом районе. Песчаные пробки могут образовываться как в новых, так и в давно работающих скважинах. Предотвращение миграции разуплотненного песка Компания-оператор месторождения выбрала технологии ACTive Cleanout и ACTive Perf для измерения скважинных параметров в режиме реального времени, что позволило улучшить контроль за ходом очистки и точно разместить перфораторы в заданном интервале. Отложения песка в стволе скважины были вымыты на поверхность путем поддержания давления на забое в режиме равновесия или небольшой репрессии с помощью измерения забойного давления в реальном времени. Fill Removal 90 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени обеспечивают эффективную очистку скважины от отложений песка на месторождении в Южно-Китайском море Затем была начата закачка согласно плану с постоянным контролем за давлением и температурой. Прежде чем продолжить запланированный спуск для перфорации, в скважине было проведено испытание на приемистость, которое показало, что каналы в существующем интервале перфорации открыты. Перфорацию продолжили и спустили перфораторы на заданную глубину с привязкой по каротажу. Данные забойного давления в режиме реального времени показали, что в скважине достигнуто необходимое равновесие, при котором песок не будет выноситься из пласта. С помощью привязки по локатору муфт в реальном времени перфораторы были размещены в заданном интервале. Перфорирующая головка e-Fire* была активирована импульсами давления, создаваемыми закачкой азота через ГНКТ. После отстрела перфораторов забойное давление и температура повысились. Достигнута нужная приемистость по закачке воды Выполненные работы позволили выполнить эффективную очистку скважины, точно разместить перфораторы в нужных интервалах, отрегулировать забойное давление для создания режима равновесия или небольшой репрессии, с контролем момента времени, когда необходимо привести в действие перфораторы с помощью системы e-Fire, и получить подтверждение срабатывания перфораторов на поверхности. Достигнутая конечная приемистость скважины составила 8 900 баррелей воды в сутки с устьевым давлением 700 фунтов/ кв.дюйм, что подтвердило отсутствие выноса песка в скважину по окончании перфорации. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0086 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive 91 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Система ACTive Isolation восстанавливает скважинную добычу Практический пример: Уменьшение обводненности на 50% за счет применения изолирующей методики без использования буровой установки и увеличение добычи нефти на 1 000 баррелей/ день в Саудовской Аравии Повышенная обводненность привела к снижению в добыче нефти из необсаженного ствола горизонтальной скважины. РЕШЕНИЕ ■ Использование системы ACTive* Isolation обеспечивает улучшение контроля и повышение точности размещения пакер-пробок с высоким расширением и выполнение скважинных измерений в реальном времени. РЕЗУЛЬТАТЫ ■ Обводненность уменьшена на 50%. Добыча нефти увеличена на 1 000 барр./день. Время ремонта скважины сократилось вдвое. Исключены расходы, связанные с работами с буровой установкой. Обводненность останавливает процесс добычи нефти В Саудовской Аравии осуществлялась добыча нефти из новой горизонтальной скважины с обводненностью 60%, что затрудняло процесс ее фонтанирования. Большая часть воды поступала из открытого карбонатного коллектора в нижней части скважины. Добыча осуществлялась из необсаженного ствола горизонтальной скважины. Перекрытие воды осложнялось недостаточностью информации о глубине, температуре и давлении на забое скважины. Данные факторы влияют на надежность операций по размещению пакер-пробок с высоким расширением, формированию цементной пробки и корректному расположению устройств для изоляции обводненной зоны. 7 360 7 374 Глубина, м ЗАДАЧА ■ 7 388 Оперативные данные предоставляют ответы Компания Saudi Aramco остановила выбор на системе ACTive Isolation для точной и эффективной изоляции зоны в целях уменьшения обводненности и возобновления темпов добычи. 7 402 ACTive* Isolation система является технологическим решением предполагающим 7 416 Корреляция глубины на уровне размещение надувного пакера через НКТ без башмака НКТ. использования буровой установки и цементной пробки для изоляции обводненной зоны в нижней части горизонтального необсаженного ствола. Первый спуск подтвердил доступность скважины и допустимые температуры на забое для правильного формирования цементного моста. В ходе второго спуска надувной пакер был расположен на глубине водонефтяного раздела. После подтверждения глубины было осуществлено сбрасывание шара в ГНКТ для установки пакера. Isolation 92 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Уменьшение обводненности на 50% за счет применения изолирующей методики без использования буровой установки и увеличение добычи нефти на 1 000 баррелей/день в Саудовской Аравии Скважинные измерения, выполненные в реальном времени, подтвердили правильность установки пакера. В ходе третьего спуска было подтверждено нахождение цемента на верхней части надувного пакера. Возобновление добычи барр./мин 176 ° F 0 150 Общая скорость нагнетания 200 1 Перепад давления, определенный в реальном времени, подтверждает правильность установки пакера. Забойная температура При возобновлении добычи аз скважины обводненность уменьшилась на 50% с увеличением добычи нефти на 1 000 баррелей/день. °.F Раствор для глушения в скважине был замещен на азот, что было подтверждено на поверхности посредством мониторинга забойного давления. Такое решение позволило сократить время ремонта скважины вдвое. Производительность насосной установки и истинная температура в скважине во время установки пакера. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0087 93 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Измерение профиля температур оптимизирует обработку пласта Практический пример: В Кувейте работы на ГНКТ с помощью технологии ACTive выполнены за одну СПО ЗАДАЧА Провести исследования профиля температур в скважине, где планируется интенсификация добычи, с целью оптимизации обработки и сведения риска к минимуму. РЕШЕНИЕ Работы на ГНКТ с помощью технологии ACTive* выполнены за одну СПО с измерением распределенной температуры (DTS) для профилирования и наблюдения за скважиной. РЕЗУЛЬТАТ Использованы данные измерений в режиме реального времени и результаты диагностической кислотной промывки для принятия обоснованных решений об интервалах размещения раствора; израсходовано примерно на 50% меньше жидкости по сравнению с традиционными методами воздействия на карбонатный пласт. Обводненная скважина Компания – оператор скважины в Кувейте отметила резкое падение добычи и постепенный рост обводненности продукции. Для оптимизации ситуации требовалось больше информации. «Шлюмберже» предложила использовать технологию измерений прибором на ГНКТ, в которую входит система измерения распределенных температур (DTS). Эта работа выполняется за одну СПО с целью определения профиля приемистости скважины для того, чтобы подобрать подходящий для каждой скважины тип жидкости воздействия и в реальном времени контролировать эффект от обработки. Успешное определение профиля Во время выполнения измерений с помощью системы ACTive Profiling и интенсификации притока по технологии ACTive Matrix, данные измерений забойного давления и температуры в реальном времени позволили оптимизировать размещение жидкости воздействия и контролировать этот процесс. Измерения DTS, сделанные до промывки жидкостью и кислотой DTS,показали наличие плотной зоны возле участка, где ствол скважины становится горизонтальным, которая совпадает с зоной низкого удельного сопротивления по ГИС в открытом стволе. Зона с самой высокой проницаемостью была обнаружена у забоя скважины. Воздействие на пласт через ГНКТ 94 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: В Кувейте работы на ГНКТ с помощью технологии ACTive выполнены за одну СПО Смешивание рабочих жидкостей производилось на площадке, поэтому окончательные объемы для обработки можно было корректировать согласно интерпретации данных распределенных измерений DTS системы ACTive Profiling. В целом, оптимизация и оценка эффективности воздействия на пласт производились в режиме реального времени, что позволило избежать повторного входа в ствол или повторных спусков. Участок возле забоя горизонтального ствола был обработан самоотклоняющеся кислотной системой (SDA)*. Целевой средний необсаженный интервал был обработан 15-процентным раствором соляной кислоты, а более плотный интервал с низким удельным сопротивлением на участке перехода в горизонтальный ствол был исключен из обработки. Направленная оптимизированная обработка пласта Профиль температуры в скважине после промывки по окончании основной обработки подтвердил, что жидкость попала в нужные интервалы: отклонение возле забоя горизонтального ствола, обработка среднего необсаженного участка и исключение плотного участка с низким удельным сопротивлением. Объемы жидкости для основной обработки были сокращены на 50% по сравнению с традиционной методикой воздействия на карбонатный пласт. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0104 95 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение технологии перфорации ACTive Perf повышает добычу газа без примесей песка в Южно-Китайском море Практический пример: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени позволили оптимизировать пластовые условия и работу скважины ЗАДАЧА Свести к минимуму повреждение пласта при перфорации, при этом максимально увеличив добычу газа. РЕШЕНИЕ Применена технология измерений скважинных данных в режиме реального времени ACTive Perf для контроля и точного размещения перфораторов в нужном интервале с обеспечением оптимальных условий в пласте. РЕЗУЛЬТАТЫ Минимальное повреждение пласта при перфорации, благодаря чему добыча газа без примесей песка была начата раньше, чем ожидалось, с дебитом 70 млн куб. футов в сутки, что выше расчетного дебита. Повреждение пласта при перфорации скважин в Южно-Китайском море Фонд скважин компании Талисман Малайзия Лтд. (ТМЛ) в Южно-Китайском море насчитывает свыше 130 скважин, многие из которых не выходят на полную производительность из-за повреждения пласта во время перфорации при пластовых условиях, не соответствующих оптимальным. Первые попытки избежать повреждения предпринимались с помощью традиционных методов перфорации на ГНКТ на депрессии в скважине. Основным преимуществом использования ГНКТ была возможность вытеснения скважинного флюида азотом, чтобы создать режим депрессии и снизить общие затраты по сравнению с использованием буровой установки. Хотя в данном случае традиционные методы и считались эффективными, имелись опасения, в том числе по поводу риска перфорации с ошибкой по глубине из-за неточной глубинной привязки, невозможности определить, сработали ли перфораторы, и перфорации в неправильном режиме давления. Недостаточно высокое давление могло привести к недостаточно хорошей очистке каналов перфорации, а слишком высокое – к прихвату перфораторов песком после отстрела. График глубинной привязки CT Perforation 96 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени позволили оптимизировать пластовые условия и работу скважины Скважинные данные для точного размещения перфораторов Технология ACTive Perf обеспечивает возможность скважинных измерений и предоставляет скважинные инструменты и методы для перфорации в идеальном режиме равновесия. Другие возможности этой технологии точное размещение перфораторов в нужном интервале вывод забойного давления в оптимальный режим депрессии ■ определение момента, когда необходимо привести перфораторы в действие с помощью системы eFire* с электронной инициирующей головкой ■ получение подтверждения о срабатывании перфораторов в реальном времени. ■ ■ Заканчивание морской газодобывающей скважины компании ТМЛ производилось с использованием информации, получаемой в режиме реального времени. Перфоратор был размещен на заданной глубине с помощью глубинной корреляции в реальном времени по локатору муфт. Предварительные расчеты показали, что правильная депрессия на пласт будет достигнута после вытеснения скважинного флюида азотом. Тем не менее, данные давления в реальном времени показали, что депрессия недостаточна. Депрессия была скорректирована вытеснением дополнительного объема флюида. Перфоратор был приведен в действие импульсами давления, генерированными с помощью закачки азота в ГНКТ. Скважинные приборы сразу же показали увеличение забойного давления и температуры, как подтверждение успешного отстрела перфораторов. Результат превысил ожидания Благодаря возможности перфорации в оптимальных пластовых условиях были улучшены показатели работы скважины и получена добыча газа без примеси песка с дебитом 70 млн. куб. футов в сутки, что выше, чем ожидалось. Благодаря возможности перфорации в оптимальных пластовых условиях были улучшены показатели работы скважины и получена добыча газа без примеси песка с дебитом 70 млн. куб. футов в сутки, что выше, чем ожидалось. Импульсы давления для приведения перфораторов в действие www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0088 97 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Технология очистки ACTive Cleanout позволила экономично очистить скважину от песка в Мексиканском заливе Практический пример: Очистка скважины на репрессии сэкономила для компании Маринер Энерджи Рисорсез более 104 000 долларов. ЗАДАЧА Закупорка перфораций Очистить скважину на режиме репрессии, не допуская ухода дорогостоящих вспененных жидкостей в пласт. Скважина в режиме репрессии в Мексиканском заливе перестала работать, и спуск на проволоке показал наличие препятствия выше по стволу скважины, на основании чего владелец скважины – компания «Маринер Энерджи Рисорсез» – определила, что интервалы перфорации закупорены песком. Скважина была закончена с колонной НКТ внутренним диаметром 2,44 дюйма, спущенной на глубину 3 770 м (12 370 футов), что вызывало значительные гидравлические потери в межтрубном пространстве между НКТ и колонной гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) диаметром 1,5 дюйма. РЕШЕНИЕ Применить технологию очистки ACTive* Cleanout, чтобы определить условия в скважине и оптимизировать процесс очистки. Не применять изначально запланированный метод установки гравийной набивки через НКТ. РЕЗУЛЬТАТЫ Выполнена полная очистка скважины с использованием недорогой жидкости, аэрированной азотом, вместо вспененной жидкости, что сэкономило заказчику 14 000 долларов США. Кроме того, было сэкономлено 5 часов работы кранового судна и 90 000 долларов США, которые бы составили затраты на ожидание, мобилизацию и демобилизацию подъемника для работ на проволоке. Технология ACTive Cleanout оптимизировала удаление отложений песка в скважине с режимом репрессии в Мексиканском заливе. Низкое забойное давление – 31,72 мПа на глубине 3 993 м (4 600 фунтов/кв.дюйм / 13 100 футов по вертикали) – и высокие гидравлические потери в межтрубном пространстве создавали существенные препятствия для достижения максимальной скорости закачки жидкости и азота, необходимой для очистки скважины. В данной скважине скорость нагнетания жидкости и азота была ограничена узким диапазоном, необходимым для выноса твердых частиц с приемлемой скоростью фильтрации жидкости. Очистка стволов в скважинах в режиме репрессии, законченных с эксплуатационными колоннами НКТ малого диаметра, представляет сложность из-за риска поглощения жидкости пластом. Обычно в таких скважинных условиях используются вспененные жидкости, но они удорожают стоимость обработки. Рассматривался вопрос установки в данную скважину фильтра с гравийной набивкой через НКТ, для чего требовалась точная глубинная привязка. Однако установка для работ на ГНКТ серии ACTive уже была мобилизована для очистки скважины – ее локатор муфт, позволяющий получать данные в реальном времени, позволил бы отказаться от монтажа подъемника на проволоке на морской платформе. Fill Removal 98 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Очистка скважины на репрессии сэкономила для компании Маринер Энерджи Рисорсез более 104 000 долларов. Технология ACTive Cleanout снижает риск прихвата колонны, предотвращает нежелательное попадание технологических жидкостей в пласт и сокращает производственное время и затраты материалов. Передовая система контроля Компания «Шлюмберже» предложила использовать скважинную систему контроля параметров во время очистки ACTive Cleanout, которая использует данные перепада давления и температуры, чтобы не допустить повреждения пласта, таким образом сокращая количество спуско-подъемных операций и общее время работ. Система позволяет оптимизировать объем закачиваемой жидкости и темп разрушения отложений. Во время очистки закупоренной скважины компании «Маринер Энерджи Рисорсез»: ■ данные локатора муфт в реальном времени помогли определить глубину забоя и степень серьезности проблемы выноса песка в скважину; ■ измерения забойного давления в реальном времени позволили определить давление в стволе скважины перед началом очистки от песка; ■ измерения забойной температуры в реальном времени дали возможность определить возникновение обратного потока пластового флюида в скважине задолго до того, как его можно было бы заметить на поверхности. С помощью информации о забойном давлении оператор установки ГНКТ принимал решение об изменении точки глубины закачки азота в скважине для повышения депрессии. Система ACTive Cleanout позволяет определить и контролировать необходимое «рабочее окно» забойного давления в реальном времени, для того чтобы поддерживать необходимый режим репрессии, равновесия или депрессии в скважине. Это позволяет снизить как производственный риск, так и денежные затраты на обработку скважины путем применения традиционных жидких составов для очистки, вместо более дорогих и более сложных в обращении составов. Полученная информация снижает риск прихвата колонны, предотвращает нежелательное попадание технологических жидкостей в пласт и сокращает производственное время и затраты материалов. Экономичная операция по очистке скважины После корректировки параметров обработки, было установлено «рабочее окно» забойного давление, которое поддерживалось в пределах приемлемых условий репрессии и равновесия. Получаемые в режиме реального времени данные забойного давления, забойной температуры и локатора муфт помогли бригаде установки ГНКТ принимать обоснованные решения, когда колонна ГНКТ находилась в скважине. Очистка скважины была проведена в условиях аномально низкого забойного давления с помощью недорогой аэрированной азотом жидкости вместо вспененного раствора. Кроме того, на выполнение работы ушло на 5 часов меньше времени, чем требуется на работу с применением вспененных жидкостей. Таким образом, производственное время было сокращено более чем на 2 часа на каждые 100 футов очищенного интервала. Применение аэрированной азотом жидкости позволило сэкономить 14 000 долларов США за счет того, что потребовалось закачивать меньше азота; а также не потребовались дополнительные емкости для азота. Если бы они потребовались, работы могли бы затянуться на гораздо более долгое время по логистическим причинам. Закачка раствора была проведена вместо изначально планировавшейся установки гравийной набивки через НКТ, которая повлекла бы за собой затраты на время ожидания, мобилизацию и демобилизацию подъемника на проволоке, по расчету составляющие 90 000 долларов США. В целом, технология ACTive Cleanout помогла выполнить поставленную задачу с минимальными затратами, сэкономив для компании «Маринер Энерджи Рисорсез» 104 000 долларов США. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0099 99 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Технология воздействия на пласт ACTive Matrix обеспечивает эффективную интенсификацию притока в открытом стволе скважины в Западной Канаде Практичкский пример: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени позволили повысить охват пласта воздействием в газовой скважине с несколькими горизонтальными стволами ЗАДАЧА Эффективное воздействие на призабойную зону пласта в скважине с двумя боковыми горизонтальными стволами без обсадной колонны в доломитовом коллекторе с естественной трещиноватостью. РЕШЕНИЕ Применена технология воздействия на пласт ACTive* Matrix для точного спуска колонны гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) на нужную глубину в каждом горизонтальном стволе с помощью скважинных измерений в режиме реального времени. РЕЗУЛЬТАТЫ Эффективное размещение жидкости воздействия на пласт и отклоняющего агента с подтверждением результатов обработки и входа в горизонтальный ствол с помощью измерений в реальном времени. Базовый анализ температур перед началом воздействия на призабойную зону пласта на основе данных распределенных измерений температуры (DTS) для определения зон, подлежащих обработке. Затратные работы в скважинах в Западной Канаде Компании – оператору было необходимо повысить продуктивность двух необсаженных горизонтальных стволов в ранее пробуренной скважине, вскрывшей доломитовый коллектор с естественной трещиноватостью в Западной Канаде. Добываемый из скважины газ содержал 21% H2S и 5% CO2. Компании, работающие в данном регионе, сталкиваются с экономическими проблемами при попытке максимально увеличить контакт с продуктивным пластом в частично истощенных карбонатных коллекторах. Заканчивание скважин с несколькими горизонтальными стволами позволяло компаниям увеличивать контакт с коллектором CT Stimulation 100 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Скважинные измерения и интерпретация в режиме реального времени позволили повысить охват пласта воздействием в газовой скважине с несколькими горизонтальными стволами и вскрывать отдельные участки залежи с минимальным повышением стоимости строительства или сложности конструкции скважин. Применение гибких насоснокомпрессорных труб, на которых проводилось воздействие на пласт в горизонтальных стволах, связано с двумя проблемами: обеспечить эффективный вход и обработку всех боковых стволов во время ремонта скважины; ■ обеспечить работу всех имеющихся скважинных инструментов в режиме репрессии на пласт. ■ Точное определение глубин и размещение скважинных инструментов Для борьбы с названными проблемами в системе ACTive Matrix используются скважинные измерения, инструменты и жидкости для химического воздействия на призабойную зону пласта и отклонения потока в нужный интервал. Все это позволяет точно определить нужную глубину и спустить скважинные инструменты в заданный интервал горизонтального ствола, чтобы контролировать процесс воздействия на призабойную зону в отдельных стволах скважины. В скважину на ГНКТ были спущены приборы для записи данных, которые затем использовались для воздействия на пласт в открытых горизонтальных стволах. Растворы для кислотной обработки временно отклонялись в те участки открытого ствола, которые иначе не были бы обработаны. Для оптимизации размещения кислоты в пласте использовались данные распределенных измерений температуры (DTS), записанные до и после обработки. Анализ температур по окончании воздействия показывает эффективность проведенной обработки. Подтвержденная точность и эффективность кислотной обработки Применение более надежных методов измерений забойных параметров в реальном времени вместо данных измерений на устье, повысило точность и эффективность кислотной обработки. Была подтверждена первичная кислотная обработка и определены точки закачки жидкости воздействия и другие зоны пласта, которые необходимо раскрыть. По результатам анализа температур был построен уточненный план закачки, в котором указывались подробные данные о необходимых ступенях закачки отклоняющего агента и кислоты, которые позволяли на время отклонить поток от уже отработанных интервалов и обеспечить более качественную обработку горизонтального ствола в целом. Окончательный замер распределения температур подтвердил, что кислота была направлена в нужные интервалы и все продуктивные пласты успешно обработаны. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0089 101 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Система измерения профиля температур ACTive Profiling и замеры давления улучшают понимание процессов в залежи Практический пример: Трехмерный профиль температур в комплексе с данными измерений давления показали причину снижения добычи в скважине. ЗАДАЧА Понять, почему дебиты, полученные после химического воздействия на пласт, не были сохранены после остановки скважины. РЕШЕНИЕ Провести измерения пластового давления и измерения температуры методом ACTive* Profiling (трехмерное распределенное измерение температуры DTS) по всему стволу скважины, чтобы определить характеристики пласта, интенсивность притока в горизонтальном участке ствола и состояние углеводородов На графике измерений DTS показана кривая роста температуры в течение 5 часов. РЕЗУЛЬТАТЫ Установлено, что поддержание минимального давления вызвало расширение газовой шапки, которое способствовало падению добычи жидкости в скважине. Химическая обработка пласта для удаления эмульсии и полимерных пробок Когда в скважине на месторождении Банга Райя, законченной с перфорированным хвостовиком в необсаженном стволе, упала добыча, нефтяная компания Талисман Малайзия Лтд. (ТМЛ) провела химическую обработку пласта с целью удаления эмульсии и полимеров, оставшихся от бурового раствора, использованного при бурении скважины. Сразу же после обработки добыча повысилась с 500 баррелей в сутки до 2 000 баррелей в сутки, но уже в течение 5 часов резко упала и затем стабилизировалась на прежнем дебите, с которым скважина работала до обработки. Компания ТМЛ предположила, что в то время, пока скважина была остановлена на демонтаж буровой установки, в скважине образовались эмульсии и асфальтены. Тем не менее, ТМЛ не имела достаточной информации о характеристиках пласта и траектории ствола, чтобы понять ■ причину падения добычи после обработки; ■ где и как образовались эмульсии и асфальтены; ■ каким образом можно полностью растворить эмульсии и асфальтены и не допустить их повторного образования. CT Profiling 102 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Трехмерный профиль температур в комплексе с данными измерений давления показали причину снижения добычи в скважине. На графике DTS видно, что температура понижается с 2 400 °F на участке перехода в горизонтальный ствол до 2 250 °F на забое. С помощью данных, полученных системой ACTive Profiling, компания ТМЛ пришла к выводу, что продуктивность скважины ограничена чрезмерным притоком газа из участка перехода в горизонтальный ствол и забоя скважины. Передовая технология работ на ГНКТ для лучшего понимания процессов в скважине Компания TML обратилась к компании «Шлюмберже» с просьбой разработать проект очистки скважины, отбора проб жидкости с забоя с сохранением давления и распределенных измерений температуры (DTS). Для измерений температуры в одной точке на инструменте и измерения температур по волоконно-оптическому кабелю внутри гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) была выбрана система ACTive Profiling. В данной системе используется волоконно-оптическая телеметрия через ГНКТ для выполнения распределенных измерений температуры (DTS). Были поставлены следующие задачи: ■ проверить соответствие результатов первых измерений DTS и интерпретации; ■ на основе данных DTS выбрать интервал для отбора забойных проб углеводородов; ■ оптимизировать интервал для обработки. Полученный опыт для эффективного воздействия на пласт Данные измерений давления и распределенных измерений температуры (DTS) выявили недостаточное поддержание пластового давления за счет закачки воды в нагнетательную скважину, что, в свою очередь, привело к расширению газовой шапки. Падение температуры наблюдалось по всему интервалу, но у забоя она была самой низкой. Эффект охлаждения был вызван притоком газа с забоя и из участка, в котором ствол скважины становится горизонтальным, причиной которого являлось расширение газовой шапки, ограничившей добычу жидкости. Приток газа в сочетании с добываемой нефтью и попутной водой образовывал плотную вязкую эмульсию, что еще больше препятствовало нормальной работе скважины. Компания ТМЛ пришла к выводу, что приток газа с забоя и из участка, в котором ствол скважины становится горизонтальным, невозможно селективно изолировать или контролировать в перфорированном хвостовике необсаженного горизонтального ствола, чтобы провести эффективную программу воздействия на пласт и удалить плотные вязкие эмульсии. www.slb.com/active *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0090 103 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Успешная изоляция обводненного интервала и интенсификация притока в обводненных скважинах с применением технологии ACTive Повышение продуктивности скважины на 43% при сохранении неизменной обводненности Проблема обводнения скважин ЗАДАЧА Эффективная интенсификация притока в скважинах с высокой обводненностью с применением гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) и исключение риска воздействия кислотой на высокообводненный интервал во время проведения кислотной обработки пласта на ГНКТ. Объем пласта Расходометрия Общая пористость, % 100 2004 % 0 0 ■ Известняк ■ Доломит 100 2010 % 0 Водонасыщенность Объем флюидов Sв, % Общая пористость, % 100 0 100 ■ Вода ■ Нефть 100 0 ■ Нефть (по прибору RST) ■ Вода (по прибору RST) ■ Вода (по кривой удельного сопротивления флюида и пористости) РЕШЕНИЕ Применение технологии ACTive* Matrix для оптимизации обработки скважины на ГНКТ за счет контроля скорости закачки жидкости, эффективности работы добавки для селективной изоляции, а также измерений пластового давления и температуры в режиме реального времени, чтобы направить поток в нужный интервал и обеспечить максимальную глубину проникновения жидкости в пласт для оптимизации объемов закачки рабочей жидкости. x650 x700 x750 Интервал перфорации x800 РЕЗУЛЬТАТЫ Успешно изолирован обводненный интервал, и обработан продуктивный пласт. Продуктивность скважины увеличилась на 43%, при этом обводненность осталась без изменения. x850 x900 x950 Результаты последнего промыслового каротажа показали, что вода поступает из нижних интервалов перфорации. Гибкие насосно-компрессорные трубы 104 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Повышение продуктивности скважины на 43% при сохранении неизменной обводненности В некоторых частях Ближнего Востока нефтяные скважины часто преждевременно обводняются, что представляет серьезную проблему при попытках воздействовать на пласт с целью интенсификации притока в скважинах на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки. Кислотные обработки в скважинах с высокой обводненностью могут привести к прекращению работы скважин, или к еще большему росту обводненности, что чрезвычайно отрицательно скажется на добыче. x620 x660 Стандартные обработки пласта на ГНКТ обычно проводятся без контроля за размещением кислоты или добавки для селективной изоляции пласта. Объемы закачиваемого кислотного раствора твердо фиксированы в плане закачки, независимо от их эффективности, а жидкости воздействия на пласт закачиваются без какоголибо подтверждения о том, что они попадают в продуктивные пласты. Существующий обводненный интервал часто невозможно определить, особенно когда источником информации являются результаты промыслового каротажа (ПГИС), проведенного несколько лет назад. x740 Интервал перфорации 2 Последние промысловые геофизические исследования (ПГИС) в скважине показали, что приток воды поступает из нижних интервалов перфорации, поэтому для воздействия на верхние нефтепродуктивные интервалы требовалась временная изоляция обводненного пласта. До кислотной обработки скважина работала с дебитом 1 400 баррелей нефти в сутки и обводненностью 55%. Компания столкнулась с проблемой, требующей селективной обработки, и обратилась к «Шлюмберже». Оптимизация воздействия на матрицу пласта Нефтедобывающая компания решила использовать интегрированный сервис, сочетающий в себе технологию ACTive Matrix и ГНКТ, чтобы оптимизировать воздействие на пласт через ГНКТ посредством контроля скорости закачки, и измерений пластового давления и температуры в режиме реального времени, чтобы направить поток в нужный интервал и обеспечить максимальную глубину проникновения в пласт для оптимизации объемов закачки рабочей жидкости. Эти технологии позволяют точно определить нужный интервал и разместить в нем скважинные инструменты, чтобы контролировать ход обработки пласта. Для оптимизации размещения кислоты в пласте использовались данные измерений распределения температур (DTS) в реальном времени. Кислотная обработка пласта с применением технологии ACTive и DTS помогает осуществлять контроль в реальном времени и оценивать ход воздействия на матрицу пласта кислотой через ГНКТ. Измерения DTS помогают обнаруживать зоны поглощения кислоты, определять в режиме реального времени эффективность работы добавок для временной селективной изоляции, отслеживать, в какие интервалы поступают жидкости воздействия на пласт, корректировать схему закачки, и определять, из каких интервалов поступает приток после обработки. Цель данной работы состояла в том, чтобы обработать кислотой верхние интервалы, ликвидировать предполагаемое повреждение призабойной зоны пласта и повысить продуктивность скважины, после того, как будут изолированы нижние обводненные интервалы с помощью временной гелевой пробки. Для временной изоляции нижних интервалов была выбрана гелевая пробка PROTECTOZONE*, которая была успешно размещена на нужной глубине через ГНКТ. С помощью глубинной привязки локатором муфт ACTive был временно изолирован нижний обводненный интервал, что позволило закачать рабочие жидкости в самый верхний интервал. x780 x820 Интервал перфорации 3 x860 Интервал перфорации 4 Полное отсутствие скважинных измерений и контроля часто приводит к тому, что многие обработки нефтяных скважин заканчиваются еще большей обводненностью. Нефтедобывающая компания столкнулась с подобной проблемой в вертикальной скважине с четырьмя интервалами перфорации. Скважина была закончена с перфорацией обсадной колонны с четырьмя интервалами перфорации и со спуском НКТ 41/2 x 31/2 дюйма. x700 Интервал перфорации 1 x900 219 220 221 222 223 224 225 226 227 Температура, °F Измерение распределения температур по продуктивным интервалам. Потребовалось 4 часа, чтобы гелевая пробка застыла и изолировала водопроявляющие интервалы, прежде чем можно было приступить к закачке жидкостей для интенсификации притока. Чтобы подтвердить эффективность химической изоляции, во время закачки очищенной воды регистрировались данные измерений распределения температур по стволу скважины (DTS). Для обработки нефтенасыщенных пластов был закачан 20% раствор соляной кислоты (HCl) с необходимыми добавками (ингибитором коррозии, ингибитором железа и ПВА). Перед кислотой в скважину была закачана пачка жидкости для предварительной промывки, и после кислоты – пачка последующей промывки, содержащая общий растворитель, с расхаживанием ГНКТ в обрабатываемых интервалах. Добыча повышена После обработки добыча нефти в скважине повысилась на 43% без увеличения обводненности, что подтверждает, что нефтенасыщенные зоны были успешно обработаны, а приток воды из обводненного пласта изолирован. Нефтедобывающая компания приобрела уверенность в целесообразности применения данной новой технологии воздействия на пласт для кислотной обработки обводненных скважин без риска увеличения содержания воды в продукции. www.slb.com/ACTive *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0014 105 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Восстановление добычи в обводненной скважине с помощью интеллектуальной технологии РИР через ГНКТ В результате комбинирования технологии ACTive и пакера CoilFLATE достигнута добыча 13 500 баррелей нефти в сутки ЗАДАЧА Повышение добычи нефти Снизить обводненность и восстановить добычу в истощенной скважине. Нефтяная компания пробурила и закончила скважину на Ближнем Востоке в 2000 году. Скважина была пробурена с большим углом наклона до забоя на глубине 10 000 футов и закончена с открытым стволом. РЕШЕНИЕ Применить технологию скважинных измерений ACTive*, включая измерения натяжения и сжатия колонны ACTive (T&C) и гамма-каротаж ACTive (ГК), в комплексе с надувным пакером CoilFLATE*, спускаемым через ГНКТ, чтобы установить пакер в стратегически выбранном интервале и изолировать обводненный интервал продавкой цемента. Глубина установки пакера №1 РЕЗУЛЬТАТЫ Скважина выведена из бездействия с повышенным дебитом добычи нефти – 13 500 баррелей в сутки. Глубина установки пакера №2 Для точной посадки пакера на нужную глубину проведен привязочный гамма-каротаж (ГК). Гибкие насосно-компрессорные трубы 106 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Восстановление добычи в обводненной скважине с помощью интеллектуальной технологии РИР через ГНКТ 59 500 ■ Давление ■ Вес колонны ГНКТ Пакер CoilFLATE установлен 39 500 29 500 Давление, psi Вес колонны ГНКТ, футы 49 500 19 500 9 500 -500 10:24:55 10:43:15 11:01:35 Время, час:мин:сек 11:10:55 11:33:15 Последовательность надувания пакера CoilFLATE. В начале 2004 года компания отметила начало роста обводненности продукции в скважине. В конце 2005 года были проведены промысловые исследования притока с помощью системы ГИС Flow Scanner* для горизонтальных и наклонно-направленных скважин, которые показали обводненность 29,6%. Большая часть притока нефти поступала из групп проводящих трещин. В 2008 году скважина работала с обводненностью 80% и была признана экономически нерентабельной (истощенной). Нефтяные компании, как правило, решают проблему обводнения с помощью ремонтно-изоляционных работ в скважине механическим или химическим способом. В обоих случаях нужно точно знать источник притока воды и своевременно применить высокоточную технологию установки водоизоляционного барьера, для чего могут потребоваться связанные с затратами остановки и капитальный ремонт скважин. Принятие решения о проведении ремонтноизоляционных работ Чтобы определить водонасыщенность и нефтенасыщенность в скважине, в июле 2010 года в ней было проведено исследование на ГНКТ групповым индукционным зондом малого диаметра (SAIT). На основании интерпретации данных каротажа было принято решение о ремонтной изоляции интервалов с высокой водонасыщенностью, расположенных над группами трещин. Для того чтобы изолировать водопроявляющий пласт и повысить нефтеотдачу из верхних интервалов, требовалось проведение РИР. Нефтяная компания выбрала технологию измерений во время спуска на ГНКТ ACTive, которая включала недавно разработанные методы измерения натяжения и сжатия колонны (T&C) и ГК. Данная технология была применена в сочетании с хорошо зарекомендовавшим себя надувным пакером CoilFLATE, спускаемым через ГНКТ, для изоляции продуктивного пласта от источника водопроявления и точного размещения цемента на нужной глубине. Это был первый случай совместного применения всех трех данных технологий в одной скважине. Последовательность операций в скважине была следующая: 1. Спуск системы ACTive с двухкоординатным (X-Y) каверномером и зондом ГК, чтобы определить оптимальное место установки изоляционного пакера в открытом стволе. 2. Второй спуск системы ACTive с прибором измерения натяжения и сжатия колонны (T&C) и зондом ГК для установки пакера CoilFLATE. ■ Установка первого пакера CoilFLATE диаметром 3 дюйма в открытом стволе, чтобы изолировать продуктивный интервал. ■ Установка второго пакера CoilFLATE диаметром 3 дюйма в открытом стволе, чтобы разместить цемент и изолировать обводненный пласт. Скважина выведена из бездействия Скважина была успешно выведена из бездействия. После ремонта дебит нефти вырос до 13 500 баррелей в сутки, при этом обводненность составила всего лишь 10% при полностью открытом штуцере. www.slb.com/ACTive *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0013 107 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Точная перфорация двух пластов на депрессии Гамма-каротаж в режиме реального времени для точного контроля глубин помогает сэкономить время и деньги ЗАДАЧА Свести к минимуму количество СПО на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) и точно проперфорировать скважину на депрессии. РЕШЕНИЕ ■ ■ Использовать технологию гидромониторной очистки скважин от твердых отложений Jet Blaster* для очистки ствола, контроля диаметра и создания требуемого режима депрессии в скважине перед началом перфорации. Использовать технологию измерений в скважине ACTive*, включая гаммакаротаж (ГК), в комплексе с оборудованием заканчивания скважин CIRP* для спуска и извлечения колонны под давлением, а также двух перфорационных систем, спускаемых на ГНКТ – электронной стреляющей головки Fire-CT* для спуска на ГНКТ и системы перфораторов на НКТ eFire-TCP* для того, чтобы точно проперфорировать скважину на депрессии за одну СПО. Подготовка скважины к ремонту Нефтяная компания пробурила и закончила скважину на Ближнем Востоке в начале 2010 года. Скважина добывающая, горизонтальная часть закончена обсадной колонной, забой на глубине свыше 13 000 футов по стволу. В скважине два объекта добычи – нижний интервал длиной 70 футов (21 м) и верхний интервал длиной 80 футов (24 м), в которых необходимо произвести точную перфорацию. Интервалы находятся на расстоянии 280 футов (85 м) друг от друга. Принятая методика работ предусматривает очистку ствола скважины и спуск шаблона, чтобы убедиться, что в интервале префорации не осталось обломков породы, после чего в скважине должна быть создана депрессия для облегчения перфорации. Технология перфорации на депрессии требует точного размещения перфоратора. По результатам наблюдения за притоком можно принять решение о проведении дополнительного промыслового каротажа с целью оптимизации добычи из скважины. Точное размещение перфоратора с помощью ГК в реальном времени Для перфорации горизонтальных скважин нефтяные компании, как правило, используют каротажные приборы с функцией памяти или установку для работ на ГНКТ с каротажным кабелем, для чего необходима мобилизация установки для ГНКТ и каротажного подъемника. 43 600 4 200 ■ Забойное давление в затрубном пространстве 3 800 ■ Забойное давление в ГНКТ ■ Вес ГНКТ 41 600 3 400 3 000 39,600 37 600 35 600 Давление, psi Обеспечен точный контроль глубин в режиме реального времени для точного расположения перфоратора. Два интервала проперфорированы за одну СПО на ГНКТ. Вес ГНКТ, фунты РЕЗУЛЬТАТЫ 2 600 2 200 1 800 1 400 33 600 1,200 psi 1 000 Данные о весе колонны и давлении показывают, что перфораторы сработали 700 psi 400 psi 31 600 600 200 14:45:17 14:49:17 14:53:17 14:57:17 Время, час:мин:сек 15:01:17 Последовательность срабатывания системы перфораторов eFire-TCP в нижнем интервале Гибкие насосно-компрессорные трубы 108 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Гамма-каротаж в режиме реального времени для точного контроля глубин помогает сэкономить время и деньги Кроме того, моделирование движения ГНКТ в скважине является важнейшим фактором, обеспечивающим спуск КНК в нужные интервалы. Выбор такой технологии требует точного знания глубины спуска перфоратора и такого же точного определения давления, которое необходимо для создания в скважине депрессии. ȾɅɪɩɜɛɢɩɝɩɧɮɥɛɫɩɭɛɡɮ ɜɛɢɩɝɩɧɮɥɛɫɩɭ ȾɅɪɩ ȾɅɪɩɥɛɫɩɭɛɡɮ$&7LYH37&* Ⱦ ɪɩɥɛɫɩɭɛɡɮ$ 37&* Стремясь найти эффективное и надежное решение, нефтяная компания решила использовать технологии «Шлюмберже» – ACTive, eFire-CT, eFire-TCP и CIRP для точной и эффективной перфорации скважины. Последовательность операций в скважине была следующая: 1. Спуск системы ACTive с инструментом гидромониторной очистки Jet Blaster, чтобы очистить ствол скважины, прошаблонировать и перевести скважину на дизельное топливо, создав статический режим депрессии, подтвержденный измерением забойного давления в реальном времени. Для повышения эффективности и подтверждения глубинной привязки был проведен ГК со сверкой результатов по опорному каротажу. 2. Спуск системы ACTive с колонной перфораторов eFire-CT и eFire-TCP, а также комплекса ГК. В состав КНК длиной 250 футов (76 м) входили две системы eFire с системой перфорации высокой плотности HSD* диаметром 2 7/8 дюйма (73 мм) длиной 150 футов (46 м), которая была спущена при помощи CIRP. Срабатывание перфораторов было подтверждено измерением забойного давления в реальном времени. ■ Перфорация нижнего интервала с помощью системы eFire-TCP. ■ Перфорация верхнего интервала с помощью системы перфорации eFire-CT на ГНКТ. Эффективная перфорация Привязка с сопоставлением данных ГК ACTive и базового каротажа Система ACTive, дающая информацию об условиях в скважине в режиме реального времени, в сочетании с оборудованием для спуска на ГНКТ CIRP и технологией прострелочно-взрывных работ eFire зарекомендовала себя как высокоэффективный метод перфорации на депрессии в горизонтальной скважине. Нефтяная компания сэкономила время и средства, используя этот метод вместо традиционной методики перфорации в горизонтальной скважине. Это упростило работы и повысило их эффективность. www.slb.com/ACTive *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0015 109 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Комбинирование работ на гибких насоснокомпрессорных трубах с промысловыми ГИС для КонокоФиллипс Применение оптоволоконной телеметрии в составе технологии промысловых ГИС ACTive PS для выполнения работ в скважине на месторождении сланцевого газа Барнетт Шэйл за одну СПО ЗАДАЧА С помощью промысловых геофизических исследований понять, насколько эффективна программа ГРП и заканчивания скважин. Оценить возможности контроля добычи, которые дает оптоволоконная телеметрия в скважинах, добывающих сухой газ. РЕШЕНИЕ Применить комплексную систему промысловых ГИС на ГНКТ ACTive PS* для проведения промыслового каротажа и распределенного измерения температуры (DTS) в скважине за одну СПО. Барнетт Шэйл РЕЗУЛЬТАТЫ Проверены возможности оптоволоконной телеметрии по контролю добычи в сравнении с данными промысловых ГИС на кабеле. В итоге объем работ сократился на одну СПО на каждую скважину, что позволило снизить риски, затраты времени и средств. Компания ищет способ долгосрочного контроля без регулярных спусков оборудования в скважину Компании КонокоФиллипс, разрабатывающей месторождение сланцевого газа Барнетт Шэйл (Barnett Shale), требовался способ долгосрочного мониторинга добычи для анализа эффективности методов заканчивания скважин, темпов истощения залежи и притоков из каждого интервала. Традиционная методика для горизонтальных скважин требует проведения отдельных промысловых ГИС в разные периоды времени для оценки изменений в работе скважины. Комплексная методика с оптоволоконной телеметрией КонокоФиллипс решила испытать и оценить эффективность применения оптоволоконной системы. Комплексная методика была применена в двух скважинах. Вместо того чтобы проверять точность распределенных измерений температуры (DTS) отдельными спусками на ГНКТ (ГНКТ с оптоволоконным кабелем для DTS и электрокаротажным кабелем внутри ГНКТ для промысловых ГИС), компания выполнила распределенные измерения температуры (DTS) и исследование притока прибором FloScan Imager* за одну СПО при помощи технологии ACTive PS. 110 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive PS ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Комбинирование работ на гибких насосно-компрессорных трубах с промысловыми ГИС для КонокоФиллипс Система ACTive PS входит в семейство технологий ACTive* для работ в действующих скважинах. В этой системе применяется оптоволоконная телеметрия и преобразование данных ГИС на кабеле для передачи высококачественных данных в режиме реального времени, которые при традиционных методах записываются приборами или передаются по электрическому телеметрическому кабелю. Традиционные методы ГИС, выполненные с помощью технологии ACTive PS, экономят время и затраты КонокоФиллипс требовалось выполнить распределенные измерения температуры (DTS) и исследование притока прибором FloScan Imager, а система ACTive PS обеспечила передачу данных на поверхность в реальном времени, исключив использование электрокаротажного кабеля. Оба исследования были выполнены на ГНКТ за одну СПО. Применение данной технологии сократило время работ, снизило риск и затраты средств и позволило выполнить оба исследования в скважине без дополнительных осложнений, связанных со спуском-подъемом ГНКТ для смены колонн. www.slb.com/ACTivePS *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0033 111 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Комбинированное воздействие на пласт на ГКНТ с промысловыми ГИС в Саудовской Аравии Впервые в нагнетательной скважине с необсаженным стволом проведена обработка пласта и промысловые геофизические исследования в реальном времени ЗАДАЧА Выполнить воздействие на пласт в нагнетательной скважине с помощью гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) и провести промысловые ГИС, чтобы подтвердить получение однородного профиля приемистости после воздействия. Выполнить обе операции эффективно в реальном времени с одной установкой для работ на ГНКТ. РЕШЕНИЕ Применить комплексную систему промысловых ГИС ACTive PS* во время работ в скважине на ГНКТ. Принимать быстрые и обоснованные решения на основе данных промысловых ГИС, получаемых в режиме реального времени. РЕЗУЛЬТАТЫ Впервые в мировой практике в скважину спущена колонна ГНКТ с оптоволоконным кабелем длиной 32 175 футов. Эффективная обработка скважины и каротаж с использованием одной колонны ГНКТ позволили сократить время и средства. Устранение повреждения пласта, необходимое в водонагнетательной скважине Нагнетательная скважина в горизонтальном необсаженном стволе на месторождении в Саудовской Аравии получила повреждение пласта в процессе бурения. Для того чтобы устранить это повреждение и улучшить проницаемость для повышения эффективности закачки воды, в скважине было необходимо провести кислотную обработку на ГНКТ. Традиционные методы работ по окончании кислотной обработки предусматривают спуск каротажных приборов для того, чтобы записать профиль приемистости, необходимый для калибровки модели закачки воды. Для проведения ГИС и передачи данных на поверхность необходима колонна ГНКТ с каротажным кабелем и стандартная каротажная станция. Другим осложняющим фактором при этом является то, что каротажный кабель снижает пропускную способность в ГНКТ и, соответственно, скорость закачки, что является важнейшей составляющей для оптимизации закачки. Для того чтобы решить эту проблему, для выполнения операции требуется использовать две отдельные колонны ГНКТ. Данная стратегия была применена в рассматриваемой нагнетательной скважине, но равномерный профиль закачки получить не удалось. В последствии, нефтяная компания попробовала использовать в скважине приборы ГИС с функцией памяти, надеясь избежать лишних затрат времени и денежных средств, связанных со спуском двух колонн ГНКТ. Однако этот способ был связан с риском потери качества данных и мог потребовать дополнительного спуска. Промысловый каротаж, впервые проведенный с использованием оптоволоконной телеметрии на ГНКТ. КНК системы ACTive PS Гибкие насосно-компрессорные трубы 112 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive PS ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Впервые в нагнетательной скважине с необсаженным стволом проведена обработка пласта и промысловые геофизические исследования в реальном времени Данная нагнетательная скважина не только первая скважина на месторождении, в которой проведены промысловые ГИС в режиме реального времени, - это первая скважина в нефтяной промышленности, в которой применена колонна ГНКТ с оптоволоконной связью для телеметрической передачи данных промысловых ГИС – технология, сэкономившая время и средства. Промысловые ГИС в режиме реального времени проведены успешно Компания «Шлюмберже» предложила комплексную систему промысловых ГИС на ГНКТ ACTive PS* для проведения промыслового каротажа в режиме реального времени на той же колонне, на которой будет проводиться обработка скважины. В системе применяется колонна ГНКТ с оптоволоконным кабелем для телеметрической передачи данных и КНК 111/16 дюйма, которая питает традиционную систему промысловых ГИС. Данные передаются по беспроводному каналу связи с рабочей катушки в компьютер на поверхности, таким образом каротажная станция не требуется. Сначала в скважине была проведена обработка пласта с помощью технологи воздействия на пласт ACTive* Matrix и технологии измерений Profiling, после чего впервые на данном месторождении были проведены промысловые ГИС с передачей данных в реальном времени с помощью системы ACTive PS. Во время закачки 1 725 баррелей жидкости промывки, кислоты и вязкоупругой самоотклоняющейся кислоты (VDA*) в скважине были проведены распределенные измерения температуры (DTS), которые позволили определить профили приемистости. Непрерывное размещение кислоты в пласте производилось с учетом реакции кислоты в зонах с большим объемом закачки, за которыми велось наблюдение. Для измерения профиля приемистости скважины после кислотной обработки в скважину была закачана вода со скоростью 7 баррелей в минуту во время каротажа при подъеме и спуске инструмента. КНК системы ACTive PS и платформа промысловых ГИС нового поколения PS Platform* были спущены до забоя на глубине 12 560 футов. В комплекс ГИС входили измерения давления, температуры, локатора муфт, ГК, кавернометрия X-Y и наклонный вертушечный расходомер. Задачей ГИС было измерение профиля приемистости скважины после кислотной обработки. Поставлен рекорд длины колонны ГНКТ с оптоволоконным кабелем Данная скважина - не только первая скважина на месторождении, в которой проведены промысловые ГИС в режиме реального времени, - это первая скважина в нефтяной промышленности, в которой применена колонна ГНКТ с оптоволоконной связью для телеметрической передачи данных промысловых ГИС. Кроме того, во время этих работ был поставлен мировой рекорд длины ГНКТ с оптоволоконным кабелем - 32 175 футов. Качество данных, обеспечиваемое системой ACTive PS, сводит к минимуму неудачные спуски во время каротажа, что особенно актуально для будущих скважин на месторождении. Обработка пласта была выполнена на одной колонне ГНКТ, что позволило компании только один раз мобилизовать ограниченное количество оборудования, сэкономив время и ресурсы и повысив при этом безопасность работ. Воодушевленная успешным результатом, компания планирует провести водоизоляционные работы с использованием технологии ACTive PS. Данную систему также можно применить для оптимизации работы морского судна при проведении ГИС традиционными приборами и с телеметрией в реальном времени в горизонтальной скважине на одной многоцелевой колонне ГНКТ. www.slb.com/ACTivePS *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0066 113 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Специальная методика позволяет оптимизировать ремонтно-изоляционные работы в Саудовской Аравии Комплексная система ACTive PS позволяет провести промысловые ГИС и водоизоляционные работы на одной колонне ГНКТ. ЗАДАЧА Улучшена стратегия изоляции водопритока Повысить производительность и эффективность ремонтноизоляционных работ. На ближневосточном месторождении нефтяная компания провела капитальный ремонт и заканчивание добывающей скважины с необсаженным горизонтальным стволом. Вскоре после ввода в эксплуатацию в скважине началось обводнение, которое постепенно достигло 24,1% при дебите 2 400 баррелей в сутки. В скважинах с подобной проблемой компания обычно проводила работы на ГНКТ с каротажным кабелем, чтобы изучить профиль притока скважины. Логистическое обеспечение таких работ часто занимало несколько месяцев и даже лет, что осложняло ремонтно-изоляционные работы на фоне изменяющихся условий в скважине. Поскольку данные ГИС устаревали, планы ремонта на ГНКТ требовали оптимизации. РЕШЕНИЕ Провести исследование в скважине с помощью комплексной системы промысловых ГИС ACTive PS* с прибором FloScan Imager* для горизонтальных и наклоннонаправленных скважин. РЕЗУЛЬТАТЫ Ремонтно-изоляционные работы на ГНКТ и промысловые ГИС выполнены с одной установки, что позволило максимально повысить продуктивность и сократить затраты для последующих работ. Сочетание промысловых ГИС и ремонтно-изоляционных работ Для повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ нефтяная компания обратилась за решением в «Шлюмберже», учитывая опыт «Шлюмберже» в области оптоволоконных систем связи. Для опытных работ в скважине была выбрана комплексная система промысловых ГИС ACTive PS. Данная система позволяет спускать приборы промыслового каротажа на кабеле, в частности, систему каротажа для горизонтальных и наклонно-направленных скважин FloScan Imager, совместно с оптоволоконной телеметрией ACTive*. С помощью системы ACTive PS, работы на ГНКТ и промысловые ГИС в реальном времени можно проводить с одной установкой для спуска-подъема ГНКТ. Нефтяная компания произвела спуск системы ACTive PS с прибором FloScan Imager для проведения каротажа. В компоновку входило несколько датчиков, в частности ГК, локатор муфт, датчики давления и температуры. Компоновку спустили на максимальную глубину X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Планирование работ, исследование профиля притока и запись в статическом режиме. Скважина в Саудовской Аравии. 114 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ACTive PS ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Комплексная система ACTive PS позволяет провести промысловые ГИС и водоизоляционные работы на одной колонне ГНКТ. 9 848 футов, с захватом интервалов на глубине 6 820 и 9 140 футов. В статическом режиме перетоков обнаружено не было, и спускоподъемные операции с каротажным инструментом были продолжены для обеспечения качества данных. Оптимизация ремонтных работ Применение системы ACTive PS позволило нефтяной компании получить высококачественные данные прибора FloScan Imager, что сделало возможным запланировать и выполнить промысловые ГИС и ремонтные работы на ГНКТ одновременно. Полученные данные четко показывали интервалы притока воды и профиль притока, записанный универсальным расходомером, которые оказались критичными при водоизоляционных работах для повышения продуктивности и сокращения затрат, связанных с обводнением скважины. www.slb.com/ACTivePS *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0077 115 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Установка постоянного цементного моста для изоляции притока воды в открытом стволе Практический пример: Надувной пакер CoilFLATE для открытых стволов установлен в качестве цементировочного пакера в работающей скважине. ЗАДАЧА Установка постоянного цементного моста для изоляции притока воды, составляющего 86% добываемой жидкости в горизонтальной скважине с открытым стволом в Саудовской Аравии. РЕШЕНИЕ Применить метод из серии технологий ACTive* для спуска в работающую скважину оборудования на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), позволяющего выполнять точные измерения глубин и контроль давления и температуры, с целью установки надувного пакера CoilFLATE* в качестве цементировочного пакера для изоляции обводненных интервалов в работающих скважинах. РЕЗУЛЬТАТЫ Изолирован приток воды из намеченных интервалов в ходе 4-х СПО на ГНКТ и 72 часов рабочего времени, что гораздо экономичнее по сравнению с использованием установки КРС Высокая обводненность продукции скважин Нефтяная компания, работающая в Саудовской Аравии, получила чрезвычайно высокую обводненность нефти (86%) в наклонно-направленной скважине с открытым стволом. По данным ГИС вода поступала из нижнего интервала ниже отметки 10 600 футов. Для того чтобы ликвидировать обводняющийся интервал и продлить срок эксплуатации этой скважины, вскрывшей карбонатную залежь, требовались ремонтно-изоляционные работы (РИР). Изоляция обводненного интервала одним лишь цементным раствором была сложной задачей из-за риска ухода цемента в естественную трещину. Для выполнения РИР компания обратилась к компании «Шлюмберже», поскольку уже имела опыт использования инструментов компании «Шлюмберже», а также учитывая удобство и экономию средств, которую дает выполнение всех операций одним подрядчиком. Механический метод РИР Для изоляции притока воды в скважину, снижения обводненности и повышения добычи нефти был выбран механический Пакер для открытых стволов. метод РИР с использованием волоконнооптической телеметрической системы с ГНКТ. Компания «Шлюмберже» предложила метод ремонта в работающей скважине на ГНКТ без использования установки КРС, который позволил бы спустить надувной пакер для открытых стволов CoilFLATE в качестве цементировочного пакера и оставить его в скважине, как постоянный цементный мост. Цемент должен был располагаться над пакером. Примененная в ходе операции телеметрия на оптоволоконном кабеле ACTive, включающая в себя локатор муфт, датчики измерения температуры и перепада давления, позволила определить глубины с высокой точностью для точного размещения пакера CoilFLATE, его контролированного надувания и оптимизации расчета цементного моста. CoilFLATE 116 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Надувной пакер CoilFLATE для открытых стволов установлен в качестве цементировочного пакера в работающей скважине. 3 500 120 5 Глубина корреляции Общ. давл. нагнетания 9 000 Общ. скор. нагнетания 3 000 Давление циркуляции 100 Распорный элемент 4 Цемент Дизтопливо Замещение 2 500 7 000 Циркуляция 1 500 1 000 60 40 20 500 Общий объем нагнетания, барр. 3 000 Глубина, футы 5 000 Давление, фунты/кв.дюйм 2 000 Общая скорость нагнетания, барр./мин 80 3 2 1 1 000 0 0 17:34:20 18:20:10 0 19:06:00 Время, чч:мм:сс Диаграмма обработки, показывающая последовательность закачки раствора; цветом показан раствор возле нагнетательного сопла. Пакер CoilFLATE, имеющий коэффициент расширения 2:1, способен выдерживать высокие перепады давления в работающей скважине. Пакер был оставлен в скважине для предотвращения проникновения воды под цементный мост. Быстрая и эффективная установка Вся работа, включая установку постоянного цементного моста над надувным пакером, была выполнена за 4 СПО на ГНКТ в течение 72 часов. Это решение потребовало намного меньше затрат времени и средств по сравнению с традиционным ремонтом с помощью буровой установки, который занял бы несколько дней при высокой суточной ставке. Пакеры серии CoilFLATE также позволяют производить закачку изоляционных растворов под цементный мост. Заказчик остался доволен результатом, который обеспечило применение пакета услуг ACTive. www.slb.com/coilflate *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0068 117 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Остановка притока воды с помощью ремонтноизоляционных работ Практический пример: Остановка притока воды в скважине в Мексиканском заливе с помощью мостовой пробки CoilFLATE и состава OrganoSEAL ЗАДАЧА Из-за обводненности скважина находится в бездействии 54 месяца Эффективно изолировать приток воды в хвостовике диаметром 7 дюймов (177,8 мм). Нефтедобывающая скважина в Мексиканском заливе, пробуренная в свиту Calcarenitas, была закончена с хвостовиком диаметром 7 дюймов (177,8 мм). Самое узкое место в стволе скважины имело диаметр 3,675 дюйма (93,345 мм). Нефтяная компания была вынуждена остановить скважину на 54 месяца из-за высокой обводненности продукции. РЕШЕНИЕ Установить пакер CoilFLATE* диаметром 3 дюйма (76,2 мм) в качестве механического изоляционного устройства, чтобы эффективно разместить водоизоляционный состав OrganoSEAL* F в обводненном интервале скважины. РЕЗУЛЬТАТЫ Приток воды остановлен. Добыча нефти увеличена до 1 490 баррелей в день. Нефтяная компания проводит ремонтно-изоляционные работы Нефтяная компания выбрала технологию ремонтно-изоляционных работ, предложенную Шлюмберже, которая включала следующее: ■ установка пакера CoilFLATE в окне 65 футов (19,8 м) (в интервале 10 500 - 10 435 футов (3 200 м - 3 180,6 м)); ■ закачка состава OrganoSEAL F под пакер; ■ дальнейшее использование пакера в скважине в качестве постоянной мостовой пробки ■ установка цементного моста 30 футов (9 м) на пакер ■ перфорация нового интервала выше пакера. 1 600 1 490 1 400 Добыча нефти, баррелей в день 1 200 1 000 800 600 400 200 0 0 До изоляции водопритока После изоляции водопритока Изоляция притока воды по технологии компании «Шлюмберже» увеличила добычу с нуля до 1 490 баррелей в сутки. Гибкие насосно-компрессорные трубы 118 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Остановка притока воды в скважине в Мексиканском заливе с помощью мостовой пробки CoilFLATE и состава OrganoSEAL 12 000 Максимальный перепад давления, фунты/кв.дюйм 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 ----- Пакер CoilFLATE диаметром 21/8 дюйма ----- Пакер CoilFLATE диаметром 3 дюйма 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Внутр. диам. обсадной колонны, дюймы Конструкция перемычки пакера позволяет выдерживать высокий перепад давления с разными коэффициентами расширения . Перед началом работ был проведен спуск с инструментом гидромониторной очистки Jet Blaster* и приборами ACTive* (измерения температуры и давления на опто- волоконном кабеле и локатор муфт), для того чтобы сделать глубинную привязку в реальном времени и очистить обсадную колонну на глубине установки пакера с последующим контролем диаметра шаблоном. Глубина установки пакера должна быть точной, так чтобы верх цементного моста, установленного на мостовой пробке, был ниже нового интервала перфорации. Прибор для измерений в ГНКТ ACTive передавал на наземную приемную станцию точные данные локатора муфт для привязки глубин в реальном времени. Пакер спустили в скважину и установили на глубине 10 480 футов (3 194 м) в хвостовике с внутренним диаметром 6,184 дюйма (157,074 мм). После установки пакера через него в скважину закачали 200 баррелей органического сшитого геля OrganoSEAL F и 20 баррелей цемента SqueezeCRETE*, чтобы изолировать приток воды из расположенного ниже интервала. Колонна ГНКТ была отсоединена от пакера, и сверху на пакер установили цементный мост высотой 30 футов (9 м), используя пакер как мостовую пробку. Добыча нефти восстановлена на 100% Скважина была заново перфорирована в интервале 10 320 – 10 420 футов (3 145 - 3 176 м), и через10 дней после ремонтноизоляционных работ стала давать на 100% безводную нефть. www.slb.com/CoiledTubing *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0017 119 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Клапан противодавления обеспечивает более безопасное раскрытие пакера в условиях репрессии в скважинах в Мексике Практический пример: Более безопасное раскрытие пакера позволяет точно и надежно разместить раствор для воздействия на пласт в скважине. ЗАДАЧА Управление селективной закачкой раствора и отклоняющего реагента в истощенной скважине с низким забойным давлением. РЕШЕНИЕ Использовать клапан противодавления разработки «Шлюмберже» для управления потоком жидкости во время выполнения работ совместно с пакером CoilFLATE*, спускаемым через НКТ, и самоотклоняющимся раствором кислоты SDA* для механического и химического отклонения потока. РЕЗУЛЬТАТЫ Обеспечена повышенная безопасность раскрытия пакера, что позволило точнее и надежнее разместить раствор для обработки ПЗП в скважине согласно плану работ. Применение надувных пакеров в скважинах на репрессии Компания, эксплуатирующая месторождение в Мексике, терпела неудачи при обработке нужных интервалов в условиях репрессии на пласт из-за сложности регулирования вытеснения жидкости из ГНКТ. Тем не менее, обработка нужного интервала, достаточный охват и хорошая очистка скважины остаются крайне важными условиями для повышения добычи после интенсификации притока. Именно поэтому в таких условиях применяют механические и химические методы отклонения потока жидкости. Однако регулирование баланса гидростатического давления во время выполнения операций с надувным пакером в скважинах с низким забойным давлением остается сложной задачей. Низкие забойные давления в этих скважинах ограничивали возможность применения надувных пакеров в условиях, где необходим высокий коэффициент расширения, из-за сложности обеспечения безопасного использования пакеров. Поэтому компания-оператор была вынуждена ограничиваться традиционными методами обработки ПЗП закачкой растворов под давлением, которые не столь эффективны, как обработка матрицы через ГНКТ с механическим отклонителем потока. Повышение безопасности использования надувных пакеров Заказчик выбрал пакер CoilFLATE, спускаемый через ГНКТ, для обеспечения надежного отклонения потока жидкости и разобщения пластов, а также, чтобы гарантировать точное размещение раствора во время работ в скважине. Клапан противодавления был впервые использован при спуске пакера CoilFLATE диаметром 21/8 дюйма в скважину с обсадной колонной для обеспечения безопасной работы с пакером. В качестве оптимального средства для химического направления раствора воздействия на пласт был выбран самоотклоняющийся кислотный раствор SDA. Надувной пакер CoilFLATE, спускаемый через ГНКТ, сделал возможной изоляцию важных, ранее недоступных зон, находящихся в химически сложных условиях высоких температур, позволив выполнить селективную закачку раствора для воздействия на пласт в нужные интервалы. Для повышения надежности контроля в условиях низкого забойного давления, столб жидкости в колонне ГНКТ поддерживался клапаном противодавления. Давление посадки пакера регулировалось для компенсации репрессии или перепадов давления в скважине. Без подобного устройства критически важные операции подвергаются большему риску отказа из-за недостаточного контроля потока жидкости. Снижение риска, повышение надежности Применение пакера CoilFLATE диаметром 21/8 дюйма в скважине с обсадной колонной вместе с клапаном противодавления и самоотклоняющимся кислотным раствором SDA позволило компании-оператору выполнить обработку ПЗП согласно плану. Клапан противодавления обеспечил безопасное раскрытие пакера, что позволило избежать повторного спуска или прихвата колонны ГНКТ в скважине. CoilFLATE *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0031 120 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/coilflate ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Алжир: изоляция пласта с пакером CoilFLATE позволяет повысить добычу после воздействия на пласт втрое Практический пример: В результате оптимального размещения пакера проведена успешная интенсификация притока в малодебитном интервале с сокращенным временем спуско-подъемных операций ЗАДАЧА Разобщить два интервала и обработать менее проницаемый, малодебитный нижний интервал. РЕШЕНИЕ Использовать надувной пакер CoilFLATE*, спускаемый через НКТ, чтобы изолировать нижний интервал, и селективно провести его обработку с целью интенсификации притока. РЕЗУЛЬТАТЫ После проведения обработки, добыча из интервала более чем в три раза превысила начальный дебит, при этом было сэкономлено время за счет посадки пакера и вызова притока в скважине за один спуск. Разобщение и обработка двух интервалов Соединитель ГНКТ Компании, ведущей буровые работы в Алжире, потребовалось разобщить два отдельно проперфорированных интервала в скважине, чтобы обработать нижний малодебитный интервал. Верхний трещиноватый интервал был высокопроницаемым, а в нижележащем интервале требовалась интенсификация притока. После того как оба интервала были полностью разобщены, пришло время закачки органической кислоты на глинистом растворе в нижний интервал через гибкие насоснокомпрессорные трубы (ГНКТ) под пакер. Для данной задачи был выбран надувной пакер CoilFLATE, спускаемый через НКТ, предназначенный для работы в условиях АВПТ и АВПД (пакер CoilFLATE HPHT). Выбор был обусловлен тем, что пакеры CoilFLATE HPHT рассчитаны для длительной работы при температурах до 375°F (191°C) в агрессивных скважинных условиях и практически в любой химической среде. Точность определения глубины для оптимального размещения пакера Для установки пакера CoilFLATE HPHT и изоляции верхнего интервала были свободны лишь 10 футов (3 м) ствола скважины (окно между отметками 11 253 и 11 263 футов (3 430 и 3 433 м). Запорный клапан с двумя дисками Отсоединяющий инструмент Инструмент с локатором муфт CIOT (циркуляционныйнадувающий диафрагменный инструмент) Элемент пакера CoilFLATE Каркасная системы крепления Универсальный клапан Компоновка может быть подобрана для конкретной задачи. Точность определения глубины является залогом успеха при установке пакера между зонами, и система CoilFLATE HPHT обеспечила абсолютный контроль глубин с помощью корреляционного локатора муфт в реальном времени для оптимального размещения пакера. CoilFLATE Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE 121 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: В результате оптимального размещения пакера проведена успешная интенсификация притока в малодебитном интервале с сокращенным временем спуско-подъемных операций Примененная технология обработки позволила выполнить корреляцию и вызвать приток за одну СПО вместе с посадкой пакера. Второй спуск не потребовался. После проведения обработки добыча более чем в три раза превысила начальный дебит. После того как пакер CoilFLATE HPHT был раскрыт, в скважину успешно закачали смесь HF (плавиковой) и органической кислот в объеме 120 баррелей (19 080 литров) с максимальным перепадом давления на пакере в 3 500 фунтов/кв.дюйм (24 мПа). После этого пакер CoilFLATE HPHT был «сдут» для того, чтобы можно было провести освоение азотом и вызвать обратный приток продуктов реакции во время подъема ГНКТ и КНК на поверхность. Успешное воздействие и увеличение добычи Перед началом спуска скважина была прошаблонирована, и проведена промывка зоны перфорации с помощью технологии Jet Blaster* для удаления твердых отложений. После привязки глубины пакер был посажен с первой попытки на нужной глубине. Весь объем раствора для обработки ПЗП был закачан под пакер с перепадом давления в 3 500 фунтов/ кв.дюйм (24 мПа). Во время подъема пакера была начата закачка азота для вызова притока из скважины. Такая технология работ позволила выполнить корреляцию и вызвать приток за одну СПО вместе с посадкой пакера. Второй спуск не потребовался. После проведения обработки добыча более чем в три раза превысила начальный дебит Применение пакера CoilFLATE для обработки нескольких интервалов в скважине. www.slb.com/coilflate *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0040 122 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение пакера CoilFLATE позволила полностью изолировать водоносный интервал в скважине в Мексиканском заливе Практический пример: Полная изоляция водоносного интервала сэкономила заказчику 220 000 долларов США. ЗАДАЧА Изоляция интервала в скважине в условиях АВПД/АВПП Изолировать существующий водоносный интервал, чтобы получить возможность перфорировать и разрабатывать вышележащий интервал мощностью 9 м (30 футов). Компания, разрабатывающая месторождение в Мексиканском Заливе, хотела изолировать водоносный горизонт, чтобы начать добычу из вышележащего пласта мощностью всего 9 метров (30 футов). Пакер необходимо было спускать в изолируемый интервал через колонну НКТ диаметром 27/8 дюйма, которая находилась в обсадной колонне диаметром 75/8 дюйма. РЕШЕНИЕ Установить надувной пакер CoilFLATE* для условий аномально высокого пластового давления и аномально высокой пластовой температуры, спускаемый через НКТ, с коэффициентом расширения более 3:1, с требуемым давлением закачки 10 мПа (1 500 фунтов/кв.дюйм). РЕЗУЛЬТАТЫ Пакер установлен с первой попытки, экономия составила более 220 000 долларов США. Полная изоляция водоносного пласта Был выполнен пробный спуск с диафрагменным инструментом для циркуляции и надувания пакера c универсальным клапаном в условиях ствола скважины. Затем был произведен спуск на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) диаметром 11/4 дюйма для привязки глубины спуска пакера. Посадка пакера CoilFLATE HPHT производилась с коэффициентом расширения более 3:1. Сохраняя в кольцевом пространстве давление 10 мПа (1 500 фунтов/кв.дюйм), в зону под пакером закачивали цементный раствор под высоким дифференциальным давлением. Затем ГНКТ были отсоединены от пакера CoilFLATE HPHT и скважина была промыта. Безводная добыча После того как нижний пласт был изолирован, в продуктивным пласте произвели перфорацию и он стал работать безводной нефтью. Благодаря тому, что ремонт был выполнен без установки КРС, экономия составила более 220 000 долларов США. Обсадная колонна 7 5/8 дюйма Зона перфорации Цементировочный пакер CoilFLATE Зацементированная зона Современные элементы конструкции определяют высокоэффективную работу пакера CoilFLATE. CoilFLATE *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0059 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах Пакер CoilFLATE применяется для разобщения нескольких пластов www.slb.com/coilflate ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE 123 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Полная изоляция водоносного пласта в скважине с АВПД позволило сэкономить 150 000 долларов США Практический пример: Применение пакера CoilFLATE обеспечивает селективную изоляцию водоносного пласта в Индонезии. ЗАДАЧА Снижение добычи воды в скважине с АВПД Выполнить полную изоляцию водоносного пласта в скважине с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Компания, эксплуатирующая скважину в Индонезии, планировала провести водоизоляционные работы для снижения обводненности и повышения добычи нефти. Работу осложнял высокий перепад давления в 24 мПа (2 500 фунтов/кв.дюйм), вызванный нижележащим горизонтом. Компания выбрала систему надувного пакера CoilFLATE за ее уникальный профиль надува и репутацию надежного устройства в скважинах с АВПД и тяжелыми условиями эксплуатации. Выбор загустителя замедленного действия (DGS*) был обусловлен тем, что этот состав может проникать глубоко в пласт, где он загустевает и снижает проницаемость. РЕШЕНИЕ Установить надувной пакер CoilFLATE* для условий аномально высокого пластового давления и аномально высокой пластовой температуры, спускаемый через НКТ, и закачать загуститель замедленного действия (DGS*) для того, чтобы изолировать водоносный пласт, снизить обводненность продукции и повысить продуктивность скважины. РЕЗУЛЬТАТЫ Изоляция водоносного пласта выполнена успешно, экономия составила примерно 150 000 долларов США за счет того, что не понадобилось использование установки КРС и подъем НКТ. Изоляция водоносного пласта Пакер CoilFLATE HPHT был спущен на заданную глубину и надут до давления 17 мПа (2 500 фунтов/кв.дюйм), что подтвердило падение давления во время открытия универсального клапана. Убедившись, что пакер полностью надут, в скважину закачали 129 баррелей загустителя замедленного действия со скоростью 0,8 баррелей в минуту через ГНКТ под пакер CoilFLATE HPHT. Благодаря тому, что вязкость загустителя близка к вязкости воды, его можно закачивать в малопроницаемую вмещающую породу – матрицу, которая не пропускает традиционные полимерные растворы. Экономия 150 000 долларов США После того как изоляционный раствор был вытеснен минерализованным раствором, пакер CoilFLATE HPHT подняли на поверхность. Водоносный пласт был полностью изолирован. Пакер CoilFLATE HPHT был установлен на заданной глубине в НКТ диаметром 4 1/2 дюйма с первой попытки, что позволило сэкономить примерно 150 000 долларов США благодаря тому, что работы провели без использования установки КРС и подъема НКТ. Хвостовик 41/2 дюйма Верхний пакер CoilFLATE Зона загустителя замедленного действия Мостовая пробка Сверхсовременные элементы конструкции и технологии сборки определяют высокоэффективную работу пакера CoilFLATE. Пакер CoilFLATE и загуститель замедленного действия DGS обеспечили изоляцию среднего интервала для разобщения пластов. CoilFLATE *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0060 124 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/coiltools ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР На севере Кувейта изоляция с помощью пакера CoilFLATE снижает обводненность на 70% Практический пример: Изоляция водоносного пласта экономит Кувейтской нефтяной компании 180 000 долларов США. ЗАДАЧА Выполнить полную изоляцию водоносного пласта на месторождении с добычей из нескольких объектов, когда схема заканчивания скважины ограничивает выбор скважинных инструментов. РЕШЕНИЕ Использовать два надувных, спускаемых через НКТ, пакера CoilFLATE* для условий аномально высокого пластового давления и аномально высокой пластовой температуры (АВПД/АВПП) для того, чтобы изолировать водоносный пласт с первой попытки. РЕЗУЛЬТАТЫ Обводненность продукции снижена на 70%, экономия средств составила более 180 000 долларов США. Разобщение нескольких продуктивных пластов Кувейтская нефтяная компания (КНК) обнаружила рост обводненности продукции в скважине SA-098 на месторождении Сабрия – одном из крупнейших нефтяных месторождений на севере Кувейта. Скважина продолжала работать с дебитом 333 м3/ сут (2 094 баррелей/сут), но за два года ее обводненность неуклонно росла, и выросла Зацементис 10% до 36% процентов. КНК решила провести рованная зона ремонтные изоляционные работы с помощью Пробка надувных пакеров CoilFLATE, спускаемых на CaCO3 гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) через колонну НКТ, так как для эффективной полной изоляции требовалось селективное размещение изоляционного раствора. Многопластовый объект добычи и схема заканчивания скважин ограничивала выбор скважинных инструментов, которые можно использовать в этой скважине. Инструмент должен был отвечать следующими требованиям: Обсадная колонна 7 дюймов Верхний пакер CoilFLATE Нижний пакер CoilFLATE Разобщение пластов с помощью пакера CoilFLATE. ■ небольшой наружный диаметр, ограниченный диаметром эксплуатационных НКТ; ■ высокий коэффициент расширения, обусловленный большим внутренним диаметром эксплуатационной обсадной колонны. Успешные ремонтные изоляционные работы В связи с характером обводнения, а также в связи с тем, что изолируемый участок находился между продуктивных интервалов, технология пакеров CoilFLATE HPHT предлагала наилучшее решение для проведения зонной изоляции, при этом обеспечивая необходимый коэффициент расширения более 3:1. Два пакера CoilFLATE HPHT были успешно установлены в обсадной колонне диаметром 7 дюймов с первой попытки. В скважину был закачан раствор SqueezeCRETE* с требуемым высоким дифференциальным давлением под герметизирующий узел пакера CoilFLATE HPHT. Цементный раствор изолировал намеченные пласты, и ремонтно-изоляционные работы были успешно завершены. CoilFLATE Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE 125 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Изоляция водоносного пласта экономит Кувейтской нефтяной компании 180 000 долларов США. Снижение обводненности продукции ГИС на кабеле, проведенные после работ, показали значительное снижение обводненности - 70%, что позволило сэкономить более 180 000 долларов США благодаря тому, что использование установки КРС и подъем НКТ не понадобились Конструкция пакера CoilFLATE основана на передовой технологии «Шлюмберже», обеспечивая высокие коэффициенты расширения. www.slb.com/coilflate *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0061 126 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Снижение обводненности продукции с 99% до 13% Практический пример: Пакер CoilFLATE использован в качестве мостовой пробки для ликвидации притока воды в скважине в Мексиканском заливе. ЗАДАЧА РЕШЕНИЕ Установить пакер CoilFLATE* с наружным диаметром 3 дюйма (76,2 мм) в качестве цементировочного пакера и оставить его в скважине как постоянную мостовую пробку. 120 100 Обводненность, % Ликвидировать приток воды в горизонтальной скважине с перфорированным хвостовиком диаметром 7 дюймов (177,8 мм), работающей с обводненностью 99%. 80 60 40 20 РЕЗУЛЬТАТЫ Обводненность продукции снижена с 99% до 13%. 0 В результате РИР обводненность снизилась с 99% до 13%. Приток воды в морской скважине Скважина в Мексиканском заливе в нижней меловой залежи была пробурена на нефть и закончена с перфорированным хвостовиком диаметром 7 дюймов (177,8 мм). Поскольку это горизонтальная скважина, для гарантированной закачки водоизоляционного раствора только на забой скважины требовалась установка механического барьера. Так как вода в скважину поступала с забоя, необходимо было изолировать 420 футов (128 м). Для того чтобы проконтролировать диаметр ствола и удостовериться, что пакер CoilFLATE может быть беспрепятственно установлен на нужной глубине, в скважину была спущена пробная КНК с максимальным наружным диаметром 3,5 дюйма (88,9 мм) на ГНКТ наружным диаметром 1,75 дюйма (44,45 мм). Во время пробного спуска была также смоделирована посадка пакера, чтобы проверить расчеты установочного инструмента, полученные с помощью специальной программы. CoilFLATE Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFLATE 127 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Пакер CoilFLATE использован в качестве мостовой пробки для ликвидации притока воды в скважине в Мексиканском заливе. Скважина была введена в эксплуатацию через 8 дней. После РИР, обводненность продукции снизилась с 99% до 13%. Конструкция пакера CoilFLATE позволяет применять его при высоких перепадах давления с разными коэффициентами расширения. Ремонтно-изоляционные работы Пакер CoilFLATE был спущен через сужение в НКТ диаметром 4,725 дюйма (120 мм) на глубину 13 615 футов (4 149,9 м), где был надут до давления 2 250 фунтов/кв.дюйм (158 атм) внутри перфорированного хвостовика диаметром 7 дюймов (177,8 мм). Перед началом закачки раствора, в скважину над пакером был закачан азот, чтобы не дать раствору уйти вверх по стволу скважины в обход хвостовика. Всего в скважину под пакер было закачано 660 баррелей водоизоляционного раствора, чтобы отсечь приток воды из нижних интервалов в скважине. Затем был приведен в действие механизм расцепления, и пакер, согласно плана, остался в скважине в качестве постоянного цементного моста. Снижение добычи воды Скважина была введена в эксплуатацию через 8 дней. После РИР обводненность продукции снизилась с 99% до 13%. Надувные пакеры CoilFLATE для спуска через НКТ можно конфигурировать для использования в качестве извлекаемых изоляционных пакеров, цементировочных пакеров и мостовых пробок для установки в обсадных колоннах или в открытом стволе. www.slb.com/coilflate *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-СТ-0079 128 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение технологии CoilFRAC на 160% повышает добычу компании Сонатрак в пустыне Сахара Практический пример: Обработка скважины на ГНКТ позволяет выполнить интенсификацию притока, при этом обеспечив защиту труб в скважине от повреждения высокими давлениями жидкости. ЗАДАЧА Поврежденные трубы и длительный срок ожидания ремонта Выполнить обработку одной или нескольких зон в скважине, при этом обеспечив защиту поврежденных труб. На месторождении Хасси Мессауд компании Сонатрак во многих высокопродуктивных скважинах обсадные колонны и НКТ повреждены возрастной коррозией или флюидами. Общепринятый метод ремонта в подобных случаях предусматривает подъем и замену поврежденного оборудования, однако время ожидания прибытия установки КРС в пустыне Сахара обычно превышает 1 год. РЕШЕНИЕ Использовать технологию воздействия на пласт CoilFRAC* через гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) для закачки рабочих жидкостей под высоким давлением в отсутствие установки капитального ремонта скважин (КРС). РЕЗУЛЬТАТЫ Дебит добычи в скважине повышен до 343 м3/сут (2 160 баррелей/сут) со среднего дебита 130 м3/сут (820 баррелей/сут); общее повышение добычи составило 160%, а период окупаемости работ – 39 дней. Воздействие на пласт через ГНКТ Поскольку длительное ожидание установки КРС является постоянной проблемой, компания Сонатрак решила воспользоваться технологией CoilFRAC, которая позволяет выполнять воздействие на пласт в одной или нескольких зонах через ГНКТ. С помощью технологии CoilFRAC был повторно проведен ГРП в ранее порванных продуктивных интервалах. В данном случае применение этой технологии позволило защитить поврежденные и не рассчитанные на высокое давление трубы от повреждения рабочими растворами и давлением с помощью ГНКТ. По сравнению с обычной установкой КРС, ремонт с помощью технологии CoilFRAC был выполнен намного быстрее и позволил свести к минимуму повреждение продуктивных пластов рабочими жидкостями, так как глушение скважины не требовалось. В скважине ОМР 843, которая была первой на очереди для обработки CoilFRAC, были повреждены как НКТ, так и обсадные трубы. Технология работ была спроектирована таким образом, чтобы обойти поврежденную ПЗП, и выполнить работы на глубине 3 249 м (10 660 футов). Использование ГНКТ для закачки раствора позволило защитить трубы в скважине от высоконапорного потока жидкости, пока нет возможности привлечения КРС. Устойчивое повышение добычи нефти Гидроразрыв пласта с применением технологии CoilFRAC прошел успешно, обеспечив устойчивый рост добычи нефти более чем на 160%. После ГРП средний дебит скважин увеличился с 130 до 343 м3/фут (с 820 до 2 160 баррелей/сут). Период окупаемости работ составил 39 дней, включая смежные работы, выполненные на скважине до и после воздействия CoilFRAC. Не будь технологии CoilFRAC, компания, в лучшем случае, ждала бы эту дополнительную нефть еще более года, а в худшем – не получила бы ее совсем. CoilFRAC Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFRAC 129 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Обработка скважины на ГНКТ позволяет выполнить интенсификацию притока, при этом обеспечив защиту труб в скважине от повреждения высокими давлениями жидкости. Анализ DataFRAC Глубина средних интервалов перфорации, м (футы) 3 408 (11 181) Градиент давления гидроразрыва (Ргр) при закачке, кПа/м (фунты на кв. дюйм/фут) Градиент давления гидроразрыва (Ргр) в статических условиях, кПа/м (фунты на кв. дюйм/фут) Объем геля, м3 (галлоны) Давления смыкания трещин, мПа (фунты на кв. дюйм/фут) (Pгр. = 13,35 кПа/м (0.59 фунты на кв. дюйм/фут)) Коэффициент эффективности, % 19,0 (0,84) 12,89 (0,57) 38,1 (10 063) 45,2 (6 550) 3 Основной гидроразрыв Скорость закачки, баррелей/мин Объем жидкости ГРП без расклинивающего агента, м3 (галлоны) Объем жидкости ГРП с расклинивающим агентом, м3 (галлоны) Структурированный гель, м3 (галлоны) Расклинивающий агент, кг (фунты) Закачано расклинивающего агента, кг (фунты) Концентрация расклинивающего агента на забое, кг (фунты) Глубина проникновения трещины, м (футы) Высота трещины в скважине, м (футы) Эффективность жидкости ГРП, % Средняя ширина трещины, мм (дюймы) План по расчетам с помощью DataFRAC Факт 8,0 75,7 (20 000) 8,4; 8,9; 7,9; 7,5 75,8 (20 026) 53,8 (14 213) 38,8 (10 248) 124,9 (33 000) 14 968,5 (33 000) 14 762,6 (32 546) 111,5 (29 461) 9 987,6 (22 019) 9 735,9 (21 464) 1,36 (3,0) 1,41 (3,1) 30,2 (99) 25,9 (85) 2 5,13 (0,202) 36,9 (121) 22,3 (73) 13 2,06 (0,081) Для определения пластовых параметров, критичных для оптимизации плана ГРП и повышения эффективности и точности ГРП с помощью технологии CoilFRAC, были выполнены расчеты дизайна трещин в программе DataFRAC*. www.slb.com/coilfrac *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0054 130 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Обработка пласта с помощью технологии CoilFRAC вдвое увеличивает добычу на месторождении Гайавата компании Тексако Практический пример: Эффективная интенсификация притока в песчаниках Скалистых гор увеличила извлекаемые запасы более чем на 75%. ЗАДАЧА Раздельная интенсификация притока в нескольких вертикальных песчаниковых пластах с разными градиентами гидроразрыва в скважине на месторождении в Скалистых горах без увеличения затрат на заканчивание скважины. РЕШЕНИЕ Применить воздействие на пласт по технологии гидроразрыва через гибкие насосно-компрессорные трубы CoilFRAC* для раздельной интенсификации притока в каждом пропластке за одну СПО. РЕЗУЛЬТАТЫ Извлекаемые запасы на скважину увеличены более чем на 75%. Бригада, выполнявшая работы по технологии CoilFRAC, закончила 4 скважины и провела ГРП в 21 пласте на месторождении Гайавата компании Тексако. Вертикальные песчаниковые слои с разными градиентами гидроразрыва На месторождении Гайавата в Скалистых горах залежь сложена множеством вертикальных песчаниковых пропластков мощностью от 5 до 60 футов, распространенных в интервале от 2 000 до 5 000 футов. Компания Тексако заканчивала скважины на этом месторождении с небольшой глубиной проникновения в продуктивные горизонты, но с установкой мостовых пробок в случаях, когда расстояние между пластами было значительное. Тем не менее, из-за того что песчаники имеют разные градиенты гидроразрыва, многие из пластов не удалось эффективно стимулировать. Кроме того, некоторые пласты с предельно низкими запасами не были вовлечены в разработку по экономическим соображениям. Тексако искала эффективный метод, позволяющий провести интенсификацию притока в каждом пропластке по отдельности, без увеличения стоимости заканчивания скважин. Эффективное воздействие на пласт за один спуск Для эффективного воздействия на каждый интервал в отдельности была выбрана технология CoilFRAC. При применении процесса гидроразрыва CoilFRAC, все продуктивные пласты перфорируются традиционным способом. Затем в скважину спускается ГНКТ с разобщающим забойным инструментом. Нижний слой изолируется, и жидкость ГРП Stimulation Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - CoilFRAC 131 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Эффективная интенсификация притока в песчаниках Скалистых гор увеличила извлекаемые запасы более чем на 75%. 10 000 Средний дебит добычи, тыс. куб. футов/сут На основании испытания в четырех скважинах было установлено, что наиболее эффективным результатом гидроразрыва по технологии CoilFRAC было увеличение извлекаемых запасов более чем на 75%. 1 000 +1 000 тыс. куб. футов/сут 100 Средняя добыча за один год из 4 скважин, обработанных по технологии CoilFRAC Средняя добыча за 4 года из 14 скважин, обработанных по традиционной технологии 10 0 1 2 3 4 Время, месяцы 5 6 7 По данным промысловых ГИС, скважины, в которых была проведена интенсификация притока с помощью технологии CoilFRAC, работают лучше, чем скважины, обработанные традиционными способами. закачивается через ГНКТ. Остаточный расклинивающий наполнитель вымывается на поверхность обратной циркуляцией, и разобщающий инструмент перемещается в следующий интервал, где весь процесс повторяется. В ходе этого процесса каждый пласт обрабатывается отдельно за один спуск в скважину. Увеличение извлекаемых запасов На основании испытания в четырех скважинах было установлено, что наиболее эффективным результатом гидроразрыва по технологии CoilFRAC было увеличение извлекаемых запасов более чем на 75%. Например, одна скважина на месторождении работала с дебитом 1,9 млн. куб. футов газа в сутки после ГРП с ограниченным проникновением в нескольких пластах. Некоторые не вовлеченные в разработку пласты были проперфорированы, и во всей скважине была повторно проведена интенсификация притока. В течение одного дня один за другим было проведено 8 гидроразрывов. После выхода скважины на режим, дебит составил 5,3 млн. куб. футов газа в сутки. Помимо того, что в каждом пропластке была выполнена более эффективная интенсификация притока, вся обработка заняла 1 – 2 дня, тогда как традиционный ГРП занял бы несколько недель. Также применение технологии CoilFRAC позволило избежать затрат времени, денежных средств, и риска, связанных с разбуриванием разделительных мостовых пробок. О семействе технологий Contact Технология CoilFRAC входит в категорию ГТМ (геолого-технические мероприятия) – одну из четырех категорий семейства технологий Contact* ступенчатого гидроразрыва пластов и заканчивания скважин. Эти технологии максимально повышают контакт пластовколлекторов, обеспечивая наиболее эффективные и рациональные способы обработки каждой скважины. Технологии Contact позволяют за один спуск выполнять перфорацию, закачку, гидроразрыв и изоляцию нескольких горизонтов. Эффективность технологий Contact может быть повышена за счет применения систем измерений в режиме реального времени. www.slb.com/coilfrac *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-СТ-0082 132 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР ОАЭ: бурение боковых стволов на ГНКТ на депрессии втрое повышает падающую добычу в скважинах Практика применения: Сочетание технологий снизило непродуктивное время и стоимость бурения скважины, вернув рост падавшей добыче для компании BP Amoco Sharjah Oil Company. 30 Повышение добычи за счет вовлечения в разработку новых и не вовлеченных запасов. РЕШЕНИЕ Совместное применение технологий бурения на ГНКТ и бурения на депрессии многоствольных горизонтальных открытых стволов из существующих скважин. РЕЗУЛЬТАТЫ Достигнуто троекратное повышение добычи из 18 скважин, снижение непроизводительного времени на 3% и снижение стоимости работ на одну скважину на 35%. Добыча газа, млн.куб.футов/сутки ЗАДАЧА 25 До бурения с ГНКТ После бурения с ГНКТ 20 15 10 5 0 Саджаа 3 Саджаа 15 Саджаа 7 Саджаа 16 Саджаа 4 Саджаа 32 Саджаа 17 Саджаа 42 Саджаа 5 На месторождении Шарьях достигнуто значительное повышение добычи благодаря бурению боковых стволов на ГНКТ с депрессией на пласт. Бурение боковых стволов в существующих скважинах в зоны не вовлеченных запасов На месторождении Шарьях в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ) добыча ведется из глубокозалегающей карбонатной залежи с низким пластовым давлением. Компания BP Amoco Sharjah Oil Company пробурила несколько скважин на этом высокопродуктивном газовом месторождении, и когда добыча начала падать, компании понадобилось разбурить запасы в зонах, которые не дренировались достаточно эффективно существующими скважинами. После консультаций с «Шлюмберже» и рассмотрения нескольких методов бурения боковых стволов в существующих скважинах на депрессии, компания приступила к бурению горизонтальных стволов из существующих скважин на ГНКТ в условиях депрессии на пласт. Применение ГНКТ для повторного бурения на депрессии ГНКТ большой длины и относительно небольшого диаметра могут быть быстро доставлены на место работ для спуска в скважины через существующие колонны труб. ГНКТ рассчитаны на относительно высокие нагрузки для глубоких вертикальных скважин или наклонных скважин с большим отходом от вертикали, а также на более высокие нагрузки в скважине, что способствует бурению наклонно-направленных скважин на депрессии, и снижению непроизводительного времени. В общей сложности, было пробурено 54 боковых ствола общей длиной 134 500 футов (41 996 м) на ГНКТ диаметром 33/4 дюйма (95,25 мм) с выходом через обсадную колонну в зоны новых и не охваченных дренированием запасов в залежах карбонатных известняков Тхамама. Бурение на гибких насосно-компрессорных трубах Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах Анализ на практическихримерах - Бурение на гибких насосно-компрессорных трубах ■ 133 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Сочетание технологий снизило непродуктивное время и стоимость бурения скважины, вернув рост падавшей добыче для компании BP Amoco Sharjah Oil Company. Проект доказал эффективность применения технологии бурения в новые и не охваченные дренированием запасы с помощью ГНКТ на депрессии. Благодаря этому успеху компания BP Amoco Sharjah продлила контракт с «Шлюмберже» еще на полтора года. Участок бурения скважин на ГНКТ с депрессией на пласт на месторождении Шарьях – вид сверху. Бурение велось на депрессии с закачкой азота и пресной воды. Проект состоял из трех этапов, определенных в зависимости от технических и геологических сложностей. В эти три этапа вошли 253 монтажа компоновки ГНКТ в условиях высоких устьевых давлений и закачка 7 миллионов галлонов (26 498 м3) жидкого азота. На последнем этапе проходка в открытом стволе составила 1 394 фута (425 м) за 24 часа, со средней механической скоростью бурения - 58 футов (17,6 м) в час. На протяжении всего проекта, составившего 650 000 часов рабочего времени, неукоснительно соблюдались строгие правила качества, охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды, при полном отсутствии происшествий с потерей рабочего времени. Разбуривание новых и не охваченных дренированием запасов Проект выполнил свои задачи – остановлено падение добычи на месторождении газа Шарьях, и доказана эффективность применения технологии бурения в новые и не вовлеченные дренированием запасы с помощью ГНКТ на депрессии. Кроме того, непроизводительное время удалось снизить на 22% на первом этапе и до 3% на конечном этапе проекта. Также, начальная утвержденная смета расходов (AFE) на одну скважину была снижена на 35%. Добыча из 18 скважин в среднем была утроена за счет бурения 54 боковых горизонтальных стволов в зоны не вовлеченных остаточных запасов. На сегодняшний день, рекордный показатель проходки на ГНКТ составил 1 394 фута (425 м) за 24 часа. Благодаря этому успеху компания BP Amoco Sharjah продлила контракт с «Шлюмберже» еще на полтора года. www.slb.com/ctd *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0041 134 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Надежный вход в скважину с несколькими горизонтальными стволами в условиях репрессии на Аляске обеспечивает успешную очистку скважины Практический пример: Применение технологий Discovery MLT, ACTive и Цементировочного клапана позволило выполнить работы в скважине за одну спускоподъемную операцию в условиях низкого забойного давления. ЗАДАЧА Получить скважинные данные для обнаружения, входа и очистки всех горизонтальных стволов за одну спускоподъемную операцию в условиях репрессии на пласт. РЕШЕНИЕ Выбрана система Discovery MLT* для спуска в горизонтальные многоствольные скважины, цементировочный клапан разработки «Шлюмберже» для поддержания и контроля столба жидкости в колонне гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) и технология ACTive* для привязки глубины, быстрого подтверждения входа в нужный горизонтальный ствол и измерения забойного давления в режиме реального времени для оптимизации очистки скважины. РЕЗУЛЬТАТЫ Все горизонтальные стволы успешно обнаружены, в них спущен инструмент, и проведена очистка за одну СПО, что сэкономило время и рабочие жидкости и сделало работу более безопасной для персонала благодаря меньшему количеству монтажных операций. Условия репрессии в скважинах на Аляске Условия в скважинах на Аляске затрудняют применение технологий спуска оборудования на НКТ в горизонтальные стволы. Знание того, что происходит в скважине, является ключом к успешному применению такого оборудования, так как в условиях репрессии на пласт в скважинах на Аляске скважины не удержат столб рабочего раствора, который необходим для отражения забойного давления и реакции инструмента. Компания, эксплуатирующая месторождение в Прадхоу Бэй на Аляске, применяла традиционные инструменты для спуска в горизонтальные стволы и механические отклонители в нескольких скважинах. Несколько попыток войти во все горизонтальные стволы многоствольной скважины на репрессии потерпели неудачу. Успешное проведение работ по очистке и обработке призабойной зоны в скважинах с несколькими стволами с такими характеристиками представляют сложную задачу. Эффективное профилирование окон в горизонтальных стволах является залогом успеха для входа в нужные интервалы пласта в каждом горизонтальном стволе скважины. Multilateral Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Discovery MLT 135 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Применение технологий Discovery MLT, ACTive и Цементировочного клапана позволило выполнить работы в скважине за одну спускоподъемную операцию в условиях низкого забойного давления. Помня о прошлых неудачах с входом во все горизонтальные стволы с помощью традиционных методов, компания обратилась к «Шлюмберже» за более эффективной технологией обнаружения, входа и очистки всех горизонтальных стволов за одну СПО. Эффективность комплексного использования сервисов ГНКТ Компания «Шлюмберже» предложила применить: ■ Инструмент Discovery MLT для обнаружения и входа в горизонтальные стволы ■ Сервисы ACTive для привязки глубины муфты обсадной колонны и наблюдения за давлением Такое сочетание сервисов позволяет своевременно обнаружить окно, повышает производительность и снижает производственный риск. Для контроля потока жидкости и гидростатического давления используется обратный клапан, благодаря чему ГНКТ остаются заполненными раствором для передачи импульса от системы Discovery MLT на поверхность. Это позволяет контролировать вытеснение промывочных жидкостей для дальнейшей оптимизации обработки ствола. Инструмент для входа в горизонтальные стволы многоствольных скважин Discovery MLT обеспечивает эффективный контролируемый избирательный спуск оборудования на ГНКТ в любые интервалы многоствольных скважин. Инструмент посылает сигнал давления на поверхность, подтверждающий, что инструмент вошел в нужный горизонтальный ствол. Способность регулировать положение или изгиб с поверхности и получение сигнала об обнаружении окна в реальном времени экономит время за счет повышения вероятности успешного входа в ствол с первой попытки. Цементный клапан снижает проблемы низкого забойного давления, делая возможным отражение сигналов инструмента до поверхности в скважинах с аномально низким забойным давлением. Обработка за одну СПО Компания-оператор смогла обнаружить и очистить все намеченные горизонтальные стволы за одну СПО, сэкономив время в процессе профилирования ствола и снизив риск для персонала во время монтажа и демонтажа оборудования. Кроме того, было сокращено количество необходимых растворов, включая растворы для СПО, профилирования и очистки скважины. Быстрый и эффективный монтаж Вся работа, включая установку ликвидационного цементного моста в нужном интервале над надувным пакером, была выполнена за четыре спуска ГНКТ за 72 часа. Это решение было намного эффективнее с точки зрения затрат времени и средств по сравнению с традиционным КРС с помощью буровой установки, на который ушло бы много дней при высокой суточной ставке. Надувные пакеры CoilFLATE также позволяют проводить закачку водоизоляционных растворов под цементный мост. Заказчик остался доволен результатом, получаемым от применения пакета сервисов ACTive. www.slb.com/coiltools *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0030 136 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Ближний Восток: селективное воздействие на пласт в многоствольной скважине снижает стоимость заканчивания Практический пример: Инструмент для входа в многоствольные скважины Discovery MLT с первой попытки обнаруживает окно в горизонтальный ствол, что позволяет провести селективную обработку пласта с высокой скоростью закачки на морском месторождении в Абу-Даби. ЗАДАЧА Ɉɩɨɪɚʋ ɮɭɬɚ0' Войти в конкретный горизонтальный ствол и провести обработку там, где традиционная закачка по НКТ не имела бы успеха. Ɉɩɨɪɚʋ ɮɭɬɨɜ0' РЕШЕНИЕ Применена технология Discovery MLT* для входа в многоствольные скважины в комплексе CoilCADE* дизайном ГНКТ и специализированным аналитическим ПО для входа в нужные горизонтальные стволы с первой попытки. Ɉɩɨɪɚʋ ɮɭɬɨɜ0' РЕЗУЛЬТАТЫ Выполнена селективная обработка ПЗП с высокой скоростью закачки, что позволило сэкономить средства по сравнению с более дорогостоящими вариантами раздельного заканчивания скважины. Траектория многоствольной скважины. Точный вход в нужный ствол для селективных кислотных обработок в многоствольной скважине Компании-оператору было необходимо войти и закачать кислотный раствор для обработки ПЗП в конкретный горизонтальный ствол многоствольной скважины на месторождении, расположенном на шельфе возле Абу-Даби. Традиционный способ продавливания кислоты в пласт не позволил бы управлять закачкой, и разместить кислоту в нужном интервале. Вход в нужный горизонтальный ствол с первой попытки Для обработки пласта на ГНКТ был выбран инструмент Discovery MLT, специально разработанный для входа в горизонтальные стволы многоствольных скважин. Данный выбор был обусловлен простотой применения данной технологии, обеспечивающей попадание в нужный ствол с первой попытки. Система посылает импульс давления на поверхность, подтверждая, что инструмент вошел в нужный ствол. Multilateral Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Discovery MLT 137 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Инструмент для входа в многоствольные скважины - Discovery MLT с первой попытки обнаруживает окно в горизонтальный ствол, что позволяет провести селективную обработку пласта с высокой скоростью закачки на морском месторождении в Абу-Даби. С помощью программы CoilCADE было рассчитано, что для входа в боковые стволы требуется ГНКТ диаметром 13/4 дюйма (44 мм). В состав КНК ГНКТ был включен двигатель со сдвоенным тарельчатым обратным клапаном, гидравлическим разъединителем, циркуляционным переводником, который приводится в действие бросаемым шаром, скважинным фильтром, и КНК с инструментом Discovery MLT. Максимальный наружный диаметр компоновки инструмента составил 2,125 дюйма (54 мм). Для подтверждения входа в стволы № 2 и 3 на барабане был установлен универсальный прибор контроля длины. При первом спуске, инструмент Discovery MLT был спущен мимо соединений на отметке 2 583 м (8 475 футов) (ствол № 1) и 2 598 м (8 525 футов) (ствол № 2). После того как было установлено, что колонна ГНКТ вошла в ствол № 3 (естественный ствол), колонну приподняли до отметки 2 621 м (8 600 футов), чтобы начать процесс поиска окна (профилирования). Во время профилирования скорость подачи жидкости была увеличена до 1,6 барр/мин (254 л/мин), а создаваемое давление на инструмент контролировалось в установке ГНКТ с помощью специального ПО Discovery MLT. Окно было обнаружено на отметке 2 591 м (8 500 футов). ГНКТ были спущены через окно на забой скважины. После того как вход в ствол № 2 был подтвержден отбивкой забоя, в скважину сбросили шар, чтобы открыть циркуляционный клапан и начать кислотную обработку. Кислотная обработка ствола была проведена закачкой 57 м3 (15 000 галлонов) соляной кислоты с использованием циркуляционного клапана. Для повышения эффективности воздействия, СКО проводилась в сопровождении высоконапорной кислотной струи через инжекторное сопло. Сокращение стоимости заканчивания скважины В ходе данных работ удалось войти в нужный ствол и провести в нем ОПЗ согласно плану. Таким образом, была выполнена селективная кислотная обработка одного бокового горизонтального ствола с большой скоростью закачки раствора. Поскольку для подтверждения входа в нужный ствол потребовался только один спуск, применение инструмента Discovery MLT и ПО CoilCADE позволило заказчику сэкономить время и деньги. Эффективная кислотная обработка была проведена с помощью высоконапорной закачки кислоты непосредственно в продуктивный пласт. Данная технология делает открытые боковые стволы достойной альтернативой более дорогостоящим вариантам заканчивания скважин. www.slb.com/coiltools *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0052 138 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Обработка пласта с помощью технологии Discovery MLT за один спуск повышает продуктивность скважины на 500% Практический пример: Применение инструмента для входа в боковые горизонтальные стволы Discovery MLT при селективной кислотной обработке на ГНКТ в скважине с двумя горизонтальными стволами в канадской провинции Альберта. ЗАДАЧА Проведение селективной кислотной обработки в скважине с двумя боковыми стволами на ГНКТ после неудачной попытки выполнения подобной работы в соседней скважине с помощью традиционного вращаемого инструмента. Южный горизонтальный ствол, естественный ствол РЕШЕНИЕ Выбрана технология Discovery MLT*, так как она позволяет точно входить на ГНКТ в нужный ствол на любой глубине многоствольных скважин. Восточный ствол РЕЗУЛЬТАТЫ Добыча в скважине увеличена на 500% за один спуск. Профиль скважины Селективный вход в горизонтальный ствол скважины с двумя боковыми стволами Компании, работающей в канадской провинции Альберта, требовалось обеспечить селективный вход в один из двух горизонтальных стволов скважины для проведения кислотной обработки на НКТ. Попасть в боковой ствол в соседней скважине для выполнения такой же работы с помощью стандартного вращаемого инструмента не удалось, возможно из-за размывов в стволе. После консультаций с «Шлюмберже» компания выбрала инструмент Discovery MLT, так как он обеспечивает управляемый с поверхности вход в нужный ствол на любой глубине многоствольной скважины. Multilateral Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Discovery MLT 139 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Применение инструмента для входа в боковые горизонтальные стволы Discovery MLT при селективной кислотной обработке на ГНКТ в скважине с двумя горизонтальными стволами в канадской провинции Альберта. Кислотная обработка с помощью технологии Discovery MLT была выполнена за один спуск и увеличила добычу на 500%. Управляемый с поверхности селективный вход на ГНКТ После проверки КНБК на поверхности, инструмент Discovery MLT был спущен мимо ответвления бокового ствола на глубине 3 670 м (12 041 футов) в основной ствол. После того как был отбит забой для подтверждения входа в южный ствол, ГНКТ приподняли до окна горизонтального ствола, чтобы начать процесс профилирования. С помощью программы Discovery MLT осуществлялся контроль за импульсами давления, и по окончании процесса профилирования программа запомнила расположение окна и продолжала контролировать ориентацию КНК на протяжении всей операции. Инструмент Discovery MLT был сориентирован в направлении выхода из ствола, и колонна вошла в восточный горизонтальный ствол. Насос был выключен, и ГНКТ спустили до забоя короткого ствола, чтобы убедиться, что инструмент вошел в нужный ствол. Затем была проведена кислотная обработка по плану. Увеличение добычи на 500% Применение технологии Discovery MLT позволило провести промывку пласта и интенсификацию притока в данной многоствольной скважине. Кроме того, высоконапорная промывочная насадка, представляющая собой модернизированную стандартную циркуляционную насадку, оказалась эффективным средством для вымывания остатков бурового раствора из скважины. Кислотная обработка, выполненная за один спуск, увеличила добычу по сравнению с дебитом до обработки на 500%, т.е. на 0,82 млн. м3/сут (29 млн. куб. футов/сут) с 0,14 млн. м3/сут (5 млн. куб. футов/сут). www.slb.com/coiltools *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0055 140 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Система ReelCONNECT позволила продолжить работы на ГНКТ в Северном море в зимний период Практический пример: Компания StatoilHydro продолжила работы на ГНКТ несмотря на ограничения по грузоподъемности крана и зимние погодные условия. ЗАДАЧА Вернуть в эксплуатацию две скважины на платформе в Северном море несмотря на ограниченную грузоподъемность крана и зимние погодные условия. РЕШЕНИЕ Используя систему ReelCONNECT*, соединить две секции колонны, чтобы нарастить колонну гибких насоснокомпрессорных труб (ГНКТ) до нужной глубины с помощью крана ограниченной грузоподъемности. РЕЗУЛЬТАТЫ Бездействующие скважины возвращены в эксплуатацию без переноса работ на ГНКТ на более позднее время. Система ReelCONNECT позволяет соединять или ремонтировать ГНКТ на скважинной площадке без применения сварки и не требует получения разрешений на огневые работы. Зимние условия в Северном море Зима в Северном море приносит очень суровые условия, какие редко можно встретить на других морских месторождениях. Проблема для производства работ – найти подходящее окно времени, когда погодные условия и местные требования позволяют выполнять одновременные операции ГНКТ на морских платформах. На морской установке компании StatoilHydro было запланировано проведение ряда операций на ГНКТ в двух скважинах в середине зимы. Скважины были закончены с колоннами диаметром 7 дюймов и хвостовиком 4 1/2 дюйма, и находились в бездействии от 9 до 12 месяцев. Задачи ремонта заключались в следующем: ■ удаление отложений песка ■ подъем пробок ■ установка цементных мостов. Помимо других сложностей, связанных с зимними погодными условиями, грузоподъемность установленного на платформе крана была ограничена – не более 28 т (61 740 фунтов) с высотой подъема 2 м (6,6 фута), что составляло 1/3 номинальной грузоподъемности. Для проведения работ в скважине была выбрана колонна ГНКТ с наружным диаметром 2 3/8 дюйма. ReelCONNECT Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ReelCONNECT 141 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Компания StatoilHydro продолжила работы на ГНКТ несмотря на ограничения по грузоподъемности крана и зимние погодные условия. Для мобилизации ГНКТ оптимального диаметра обязательно требовался барабанный соединитель. Для данных работ была выбрана система ReelCONNECT – технология бесшовного (без сварки) соединения ГНКТ из нескольких секций. Соединение нескольких секций ГНКТ Для мобилизации ГНКТ оптимального диаметра обязательно требовался барабанный соединитель. Для данных работ была выбрана система ReelCONNECT – технология бесшовного (без сварки) соединения ГНКТ из нескольких секций. Система ReelCONNECT позволяет соединять или ремонтировать ГНКТ на скважинной площадке без применения сварки и не требует получения разрешений на огневые работы. Соединитель совместим с большинством компоновок для работ на ГНКТ, включая стандартный яс и активатор в КНК, а также позволяет использовать инструмент снижения трения. В систему ReelCONNECT входит сборочный стенд, позволяющий легко выполнять манипуляции с колоннами ГНКТ и повышающий безопасность установки барабанного соединителя. Стенд обеспечивает хорошо освещенное и защищенное пространство для установки соединителя, и позволяет поднимать рабочую платформу на оптимальную высоту. С помощью беспроводного пульта дистанционного управления оператор может управлять операцией и направлять две секции ГНКТ на сборочный стенд, находясь при этом на безопасном расстоянии. Успешная операция В обоих скважинах были выполнены СПО для очистки ствола от отложений песка, проведения промыслового каротажа и извлечения пробки. Скважины были возвращены в эксплуатацию после 9 – 12 месяцев бездействия. Система ReelCONNECT сыграла решающую роль в быстрой мобилизации и установке ГНКТ в тяжелых условиях норвежского сектора Северного моря. Скважины были выведены из бездействия согласно графику – не потребовалось ждать улучшения погоды для повышения грузоподъемности крана. Система ReelCONNECT позволила вести работы на ГНКТ в зимнее время на платформах StatoilHydro, где обычно в зимних условиях эти работы ограничены весом колонны и грузоподъемностью крана. www.slb.com/coiledtubing *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0081 142 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Технология ReelCONNECT повышает добычу на месторождении Ула в Норвегии Практический пример: Очистка скважины за рекордное время с увеличением дебита до 4 500 баррелей в сутки. ЗАДАЧА Барит и обломки породы перед отверстиями перфорации препятствуют притоку. Ограниченная грузоподъемность крана не позволяет провести очистку забоя скважины. РЕШЕНИЕ Применена технология ReelCONNECT* для соединения двух секций колонны ГНКТ, которые можно было поднять установленным на платформе краном, чтобы нарастить длину колонну для достижения нужной глубины. РЕЗУЛЬТАТЫ Быстрая мобилизация и повышение дебита добычи скважины до более 4 500 баррелей в сутки. Технология ReelCONNECT позволяет соединять секции ГНКТ на площадке скважины. Обломки породы препятствуют притоку Нефтяная компания в Норвегии пробурила и закончила скважину на месторождении Ула, но для вывода скважины на максимальный дебит добычи требовалась очистка до забоя. Серия работ на талевом канате подтвердила наличие барита и остатков выбуренной породы в интервале перфорации, препятствовавших притоку из пласта, для удаления которых требовалась очистка на ГНКТ. Скважина была пробурена с морской установки, оборудованной краном, грузоподъемность которого была недостаточной, чтобы поднять один барабан ГНКТ диаметром 23/8 дюйма, необходимых для данной операции. Кроме ограничения по грузоподъемности крана, для изготовления одной колонны ГНКТ достаточной длины, для достижения нужной глубины, потребовалось бы 6 месяцев. ReelCONNECT Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - ReelCONNECT 143 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Очистка скважины за рекордное время с увеличением дебита до 4 500 баррелей в сутки. Секции колонны ГНКТ были соединены, чтобы нарастить колонну до нужной длины, и обломки породы были удалены из ствола. Теперь работы в скважинах на ГНКТ можно выполнять в стесненных условиях – там, где раньше это было невозможно. Технология ReelCONNECT соединяет колонны ГНКТ Для соединения двух колонн ГНКТ, которые были подняты на платформу по отдельности, было предложено использовать бесшовный барабанный соединитель ReelCONNECT. Технология ReelCONNECT позволяет соединять или ремонтировать ГНКТ на скважинной площадке без применения сварки или необходимости получать разрешение на огневые работы, как при использовании традиционных технологий. Наружный диаметр соединителя устанавливается вровень с наружным диаметром колонны ГНКТ, а внутренний диаметр позволяет пропускать стандартные сбрасываемые шары, дротики или скребки. Соединитель совместим со стандартным ясом и активатором в КНК, а также с инструментом снижения трения. Для совмещения секций колонны ГНКТ и сборки соединителя был использован специальный сборочный стенд. Стенд позволил поднять рабочую платформу на оптимальную высоту и обеспечил хорошо освещенное и защищенное пространство для установки соединителя. С помощью беспроводного пульта дистанционного управления оператор управлял операцией и направил две секции ГНКТ на сборочный стенд, находясь при этом на безопасном расстоянии. Благодаря очистке скважины увеличился ее дебит Секции колонны ГНКТ были соединены, чтобы нарастить колонну до нужной длины. Обломки породы были удалены из ствола, и скважина заработала с дебитом более 4 500 баррелей в сутки. www.slb.com/coiledtubing *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0078 144 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение каротажной компоновки низа колонны на ГНКТ Vantage сократило для нефтяной компании в Оклахоме время монтажа на 75% Практический пример: Надежность инструмента повышает производительность при проведении ГИС ЗАДАЧА Выполнить геофизические исследования скважин на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) на месторождении Эль-Рино в штате Оклахома эффективным и экономичным способом. РЕШЕНИЕ Применен интеллектуальный инструмент для спуска приборов на ГНКТ Vantage* для ускорения монтажа и упрощения работы. РЕЗУЛЬТАТЫ Время монтажа сокращено с нескольких часов до нескольких минут, что позволило сэкономить 75% времени монтажа благодаря использованию каротажной компоновки низа колонны на ГНКТ. Благодаря своей конструкции инструмент Vantage имеет исключительно высокую надежность и требует минимум обслуживания. Повышение эффективности ГИС в Оклахоме Для повышения эффективности и надежности работы оборудования при проведении ГИС на ГНКТ, компания, разрабатывающая месторождение Эль Рино в Оклахоме, обратилась к компании «Шлюмберже» за быстрым, простым и надежным решением. Компания решила применить каротажную компоновку на ГНКТ Vantage диаметром 111/16 дюйма (43 мм), разработанный компанией «Шлюмберже», который был доставлен на скважину прямо с предыдущего объекта и не требовал подготовительного обслуживания. Инструмент Vantage прост в сборке и применении. Благодаря тому, что этот инструмент позволяет быстро подсоединить электрокаротажный кабель к колонне ГНКТ, и не требует переоснащения после каждого спуска, он сокращает время монтажа и позволяет выполнить большее количество операций за тот же период времени. Инновационная компоновка для спуска каротажных приборов на ГНКТ Модульное решение Vantage было разработано для подключения каротажных приборов с помощью автоматически настраиваемого соединения типа «подключи и работай», которое обеспечивает оперативную замену приборов и снижает непроизводительное время. Модульное решение также сводит к минимуму длину концевого соединения кабеля CT Logging Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Vantage 145 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Надежность инструмента повышает производительность при проведении ГИС Быстрый монтаж без подготовительного обслуживания и специального обучения персонала был выполнен в течение нескольких минут, а не часов, что позволило сократить время монтажа на 75%. Благодаря автоматически настраиваемым соединениям «подключи и работай», инструмент можно собрать за несколько минут. таким образом, чтобы его можно было смонтировать заранее и спустить в скважину через нагнетательные инжекторную головку ГГНКТ. Кроме того, для проведения каротажной операции требуется минимальное обучение бригады на скважине. Поскольку инструмент можно использовать на следующей скважине сразу же по окончании предыдущей работы без переоснащения, это существенно повышает производительность и сокращает время монтажа. Кроме того, за одно и то же время можно выполнить большее количество каротажных операций. Эффективность и надежность Использование компоновки электрокаротажного кабеля Vantage позволило до минимума сократить непроизводительное время и снизить вероятность отказов, что и являлось главными задачами работы. Быстрый монтаж без подготовительного обслуживания и специального обучения персонала был выполнен в течение нескольких минут, а не часов, что позволило сократить время монтажа на 75%. Заказчик остался доволен результатами использования каротажной компоновки Vantage, и решил применить ее при проведении исследований геофизическим прибором Flow Scanner* еще в 30 скважинах. www.slb.com/vantage *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0083 146 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Модульная система Vantage сокращает эксплуатационные затраты на 10 000 долл.США в день Практический пример: Новая компоновка низа колонны для каротажа с использованием ГНКТ по системе Vantage экономит более четырех часов рабочего времени в каждой операции для компании, работающей в штате Оклахома, США ЗАДАЧА Повышение эффективности работ при многоэтапной установке пробки на кабеле, перфорировании и выполнении гидроразрыва пласта (Эль-Рено, штат Оклахома). РЕШЕНИЕ Применение компоновки низа колонны 111/16 дюйма (43 мм) Vantage* для более надежной и эффективной работы. РЕЗУЛЬТАТЫ Сокращение эксплуатационных затрат на 10 000 долл. США в день и экономия более 4 часов рабочего времени на каждой скважине. Кабельный наконечник для выполнения каротажа с использованием гибких НКТ по системе Vantage является модульным инструментом, позволяющим оперативно выполнять монтажные работы и замену компонентов КНК. Традиционные инструменты на ГНКТ с электрическим кабелем Крупной добывающей компании в г. Эль-Рено (штат Оклахома) необходимо было распределить стоимость услуг на несколько многоэтапных операций и оптимизировать время выполнения работ. Поскольку стандартные компоновки низа колонны для каротажа с использованием гибких насосно-компрессорных (ГНКТ) требуют частого переоснащения, возникла необходимость в более эффективном и надежном методе многоэтапной установки пробки, перфорирования и выполнения гидроразрыва пласта. После консультаций с компанией «Шлюмберже» данная компания остановила выбор на использовании 111/16-дюймовой (43 мм) компоновки низа колонны Vantage* вместо традиционной системы. На каждом этапе выполнения работ присутствовала CT Logging Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Vantage 147 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Новая компоновка низа колонны для каротажа с использованием ГНКТ по системе Vantage экономит более четырех часов рабочего времени в каждой операции для компании, работающей в штате Оклахома, США Технология Vantage позволила сократить эксплуатационные затраты более чем на 10 000 долл. США в день. Каждый дополнительный час рабочего времени дает возможность выполнять большее количество операций, что повышает экономическую эффективность проекта. необходимость в установке пробки и перфорировании интервала с последующим гидроразрывом пласта. После подъема ГНКТ на поверхность в процессе выполнения гидроразрыва осуществлялась повторная смена КНК для следующего рабочего цикла. Использование традиционных каротажных инструментов потребовало бы проведения технического обслуживания компоновки после каждой третьей СПО для уменьшения вероятности отказа оборудования в ходе выполнения операции. Эффективная модульная система каротажа с использованием ГНКТ Система Vantage состоит из модульных компонентов для облегченной сборки и эксплуатации. Перед поставкой оборудования на место проведения работ в условиях базы, выполняются предварительная сборка и тестирование соединителя ГНКТ и концевой заделки кабеля. Модульное решение также сводит к минимуму длину концевого соединения кабеля, таким образом, чтобы его можно было смонтировать заранее и пропустить через инжекторную головку ГНКТ. Каждый компонент системы выполняет уникальную функцию, при этом система в целом обеспечивает ■ герметичное электросоединение с ГНКТ ■ работу обратного клапана возможность отсоединения инструмента возможность монтажа с устьевым давлением ■ ■ Инструмент Vantage может быть многократно использован в скважине без необходимости переоснащения, что позволяет сэкономить значительную часть рабочего времени. Уменьшение продолжительности процесса монтажа, являющегося наиболее важной частью всей операции, сокращает затраты на оборудование и содержание персонала. Безупречное исполнение За счет использования функции «подключи и работай» процесс сборки сокращается до нескольких минут. Инструмент Vantage был использован в ходе 12 этапов на 3 скважинах со средней глубиной 16 800 футов без необходимости в восстановлении какого-либо компонента. Заменены были лишь уплотнительные кольца перед повторной сборкой каждого компонента. Это позволило сэкономить более 4 часов времени для гидроразрыва на скважину. В процессе переездов от скважины к скважине соединение концевой заделки оставалось в сборе с установкой, что позволило сократить продолжительность монтажных работ более чем на час. В целом технология Vantage позволила сократить эксплуатационные затраты более чем на 10 000 долл. США в день. Каждый дополнительный час рабочего времени дает возможность выполнять большее количество операций, что повышает экономическую эффективность проекта для компании. www.slb.com/vantage *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0084 148 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение каротажной компоновки на ГНКТ Vantage сокращает непроизводительное время, связанное с отказами Практический пример: Надежная модульная конструкция обеспечивает бесперебойность каротажных операций и перфорации на месторождении в Омане ЗАДАЧА Сократить время монтажа и избежать частых непроизводительных спусков, вызванных отказами традиционной каротажной компоновки низа колонны на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) во время перфорации. РЕШЕНИЕ Для ускорения и повышения бесперебойности работ применен интеллектуальный инструмент для спуска приборов на ГНКТ Vantage*. РЕЗУЛЬТАТЫ 7 операций каротажа и перфорации выполнены без отказов. Надежность каротажной компоновки на ГНКТ является важнейшим фактором, призванным исключить перерасход эксплуатационных затрат во время работ с несколькими операциями. Работы с использованием традиционной каротажной компоновки на ГНКТ Нефтяная компания, ведущая бурение скважин в карбонатных и песчаных коллекторах в Омане, стремилась сократить непроизводительное время, вызванное частыми отказами каротажной компоновки во время перфорации. В Омане самую большую проблему при проведении перфорации на электрическом кабеле через ГНКТ представляли частые отказы каротажной компоновки. Для выполнения одной работы по перфорации требуется несколько СПО, и каждый раз, когда происходит отказ каротажной компоновки, на подъем из скважины, ремонт компоновки и повторный спуск может уйти до 20 часов. Кроме того, когда требуется несколько спусков, для нормальной работы необходимо регулярное обслуживание компоновки, что увеличивает время монтажных работ. В поисках более быстрого и надежного метода проведения каротажа и перфорации, компания решила использовать каротажную компоновку на ГНКТ Vantage, чтобы до минимума сократить количество отказов КНК. Соединения типа «подключи и работай» обеспечивает оперативную замену модульных элементов системы Vantage и снижает непроизводительное время. Прочная конструкция Прочная конструкция системы Vantage повышает надежность и безопасность каротажной компоновки на ГНКТ при проведении перфорации. Сменные изнашиваемые кольца из закаленной стали продлевают срок службы инструмента и защищают дорогостоящие CT Logging Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Vantage 149 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Надежная модульная конструкция обеспечивает бесперебойность каротажных операций и перфорации на месторождении в Омане Заказчик остался доволен надежной работой каротажной компоновки Vantage. Семь операций по каротажу и перфорации скважин, выполненных без единого отказа, продемонстрировали, что применение каротажной компоновки на ГНКТ Vantage сокращает непроизводительное время, вызванное отказами каротажной компоновки. Время работы персонала под подвешенным грузом сократилось до минимума благодаря повышенной скорости сборки компоновки Vantage. корпуса из сплава Inconel® от истирания и износа. Высокопрочные коррозионноустойчивые сплавы обеспечивают непревзойденные эксплуатационные качества в самых сложных условиях. Для установки пакеров-пробок и перфорации с помощью системы PURE*, обеспечивающей чистые перфорационные каналы, было выполнено несколько спусков. КНК большой длины были установлены под давлением без необходимости обслуживания. Другой спуск был выполнен для проведения 3-х дневных промысловых ГИС в горизонтальной и наклоннонаправленной скважине с помощью системы Flow Scanner* для наблюдения за профилем добычи в скважине в интервале длиной 1 100 м в горизонтальном стволе. Это была одна из самых продолжительных операций, выполненных с помощью каротажной компоновки Vantage. Более быстрое и надежное заканчивание скважин Благодаря сокращению времени монтажа и демонтажа оборудования за счет использования модульной системы, сократилось время нахождения персонала бригады в опасной зоне под грузом во время сборки компоновки. Кроме того, выполнение нескольких операций по каротажу и перфорации скважин показало, что применение каротажной компоновки на ГНКТ Vantage сокращает непроизводительное время, вызванное отказами компоновки. Конструкция инструмента позволяет работать с повышенной скоростью закачки при меньшей потере давления, что позволяет увеличивать скорость закачки азота. Таким образом, скважину можно вывести на необходимую депрессию за более короткое время. Впечатляющие эксплуатационные качества, проявленные системой во время первого применения в условиях промысла, подтверждают исключительную надежность конструкции этого новой каротажной компоновки на ГНКТ. Заказчик остался доволен надежной работой каротажной компоновки Vantage. www.slb.com/vantage *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0085 150 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Размещение мощных перфораторов в скважинах с большим отходом от вертикали Практический пример: В Малайзии применение каротажной компоновки на ГНКТ Vantage позволило сэкономить более суток при средних затратах – 250 000 долларов США в сутки ЗАДАЧА Надежно разместить перфораторы большой длины при максимальных скоростях закачки жидкости; при необходимости привести в действие скважинные тракторы. РЕШЕНИЕ Применен интеллектуальный инструмент Vantage* диаметром 2,5 дюйма для спуска приборов на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), через который можно прокачивать раствор с высокой скоростью. РЕЗУЛЬТАТЫ 9 скважин закончено за 15 СПО – на 5 дней раньше графика без потерь производительного времени. Допустимая скорость циркуляции через инструмент Vantage составляет до 2,0 баррелей в минуту. Скважины со сверхбольшим отходом от вертикали Нефтяная компания, разрабатывающая месторождение в совместной малазийскотаиландской шельфовой зоне пыталась произвести перфорацию 9 скважин с расположенной в центре морской платформы. Все скважины имели значительные участки перфорации, что требовало использования перфорационной компоновки большой длины. Успешное проведение операций на электрическом кабеле через ГНКТ было затруднено, так как в скважинах со сверхбольшим отходом от вертикали колонна ГНКТ подвержена изгибу. Подрядные организации не справились с безаварийным спуском длинных перфораторов. Одна из подрядных компаний потеряла КНК в скважине, и два дня ушло на ловильные работы. Нефтяная компания обратилась к компании «Шлюмберже» за надежной каротажной компоновкой, которая позволила бы осуществить спуск длинных перфораторов в условиях интенсивной циркуляции жидкости. Одним из требований была возможность приведения в действие скважинного трактора через кабель в ГНКТ в нескольких скважинах. Perforating Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Vantage 151 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: В Малайзии применение каротажной компоновки на ГНКТ Vantage позволило сэкономить более суток при средних затратах – 250 000 долларов США в сутки Нефтяная компания обратилась в компанию «Шлюмберже» за надежной каротажной компоновкой, которая позволила бы осуществить спуск длинных перфораторов в условиях интенсивной циркуляции жидкости. Одним из требований была возможность приведения в действие скважинного трактора через кабель в ГНКТ в нескольких скважинах. Инструмент Vantage для работ в скважине на ГНКТ Компания «Шлюмберже» предложила заказчику инструмент Vantage для работ в скважине на ГНКТ, способный спускать мощные перфораторы большой длины, попуская через себя поток жидкости. Инструмент легко выдерживает поток с расходом свыше 1,8 барр. в минуту, что является минимальной скоростью закачки, необходимой для приведения в действие скважинного каротажного трактора через ГНКТ, который может потребоваться в стволах с большим отходом от вертикали. Каротажная компоновка диаметром 2,5 дюйма – это единственная в отрасли каротажная компоновка для ГНКТ с функцией циркуляции жидкости, позволяющей более эффективно проводить перфорацию на депрессии. Модульная конструкция каротажной компоновки обеспечивает быструю замену любого модуля, если это потребуется. Кабельное концевое устройство также можно подготовить заранее и затем просто вставить через головку инжектора и герметизатор устья, сэкономив время монтажа. С системой Vantage можно выполнять несколько СПО без существенных потерь времени на техническое обслуживание. Системы Vantage предназначены для применения на море, на суше, в пустыне и в арктических условиях, в любых скважинах – от вертикальных до горизонтальных, нефтяных, газовых и нагнетательных. Они рассчитаны на максимальную температуру 350°F и максимальную прочность на растяжение 58 000 фунтов. Операция заканчивания скважины проведена быстрее благодаря возможности закачивать раствор с более высокой скоростью. Каротажная компоновка Vantage выдерживает циркуляцию со скоростью 2,0 барреля в минуту, тогда как традиционные каротажные компоновки – обычно 0,7 барр. в минуту. Увеличенная скорость закачки жидкости позволила сократить время циркуляции на 60%. За время работ не произошло ни одного обрыва инструмента, несмотря на то что самый большой перфоратор имел длину 597 футов и вес 6 736 фунтов. Общая длина перфораторов диаметром 27/8 дюйма, спущенных в скважины в ходе данного проекта, составила 2 600 футов. Экономия времени составила 27 часов Компания закончила 9 скважин за 15 СПО, с опережением графика на 5 дней и без потерь производительного времени за счет каротажных работ. Общая экономия времени в ходе заканчивания 9 скважин составила 27 часов – то есть, в денежном выражении больше, чем суточные затраты. www.slb.com/vantage *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0102 152 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Очистка перфорированных хвостовиков повышает доход на 3,36 миллиона долларов США Практический пример: технология Jet Blaster значительно увеличивает добычу нефти на месторождении Дури в Индонезии ЗАДАЧА Удаление твердых отложений в перфорированных хвостовиках и повышение продуктивности скважин после неудачного применения традиционных методов очистки. РЕШЕНИЕ Применен инструмент Jet Blaster* по удалению твердых отложений со специализированным ПО Jet Advisor* для удаления отложений из хвостовиков и повышения добычи. РЕЗУЛЬТАТЫ Удалены твердые отложения и повышена добыча нефти во всех 39 обработанных скважинах, в результате чего за первые 90 дней работы скважин компания получила дополнительную выручку в размере 3,36 миллиона долларов США. Насыщенная кальцием вода вызывает солевые отложения На нефтяном месторождении Дури в Индонезии пластовая вода с большим содержанием кальция вызывает отложение растворимых солей CaCO3 в перфорированных хвостовиках, что приводит к снижению дебита скважин. Компания-оператор пыталась удалить отложения с помощью традиционной соляно-кислотной обработки с использованием пены в качестве отклоняющего агента или с помощью установки манжетного пакера. Солевые отложения удалены с помощью оптимизированной технологии гидромониторной очистки Поскольку традиционные методы оказались неэффективными, компания для достижения лучших результатов выбрала Услуга Jet Blaster обеспечивает высоконапорную инструмент струйной очистки Jet Blaster, предоставляемый компанией «Шлюмберже». гидромониторную очистку скважин от твердых отложений и повышает добычу. Направленной мощной струей технологической жидкости инструмент Jet Blaster горантированно разрушил плотные пачки твердых отложений. Благодаря высокой скорости подачи жидкости, размытые пачки отложений были безопасно вымыты из хвостовиков. Специально сконструированные высоконапорные дальнобойные насадки дали устойчивый непрерывный поток жидкости с охватом большого радиуса. Во время одного спуска на ГНКТ, оборудование Jet Blaster обеспечивает промывку высоконапорными гидромониторными струями, а программа Jet Advisor позволяет рассчитать оптимальный режим обработки и свести к минимуму расход технологической жидкости. Повышение добычи Увеличение дебитов скважин повысило выручку компании на 3,36 миллиона долларов США в первые 90 дней после обработки. В течение первых 7 месяцев добыча из всех 39 обработанных скважин была увеличена, а период окупаемости затрат на обработку составил всего 18 дней на одну скважину. Удаление твердых отложений *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0053 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/jetblaster ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster 153 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение технологии Jet Blaster увеличивает добычу в Северном море на 400% Практический пример: Успешное удаление твердых отложений устраняет препятствия на пути потока ЗАДАЧА Уменьшить количество твердых отложений и увеличить дебиты в двух скважинах на давно разрабатываемом месторождении в Северном море. РЕШЕНИЕ Применить технологию гидроструйной очистки Jet Blaster* для устранения сильного повреждения скважин твердыми отложениями. РЕЗУЛЬТАТЫ Добыча в одной скважине увеличена на 400%, а в другой – на 500 баррелей (79,5 м3) в сутки. Общий обзор системы Scale Blaster*. На вставке крупный план работы кольца-шаблона, дающего индикацию хода операции и удерживающего вымываемый шлам в потоке до тех пор, пока он не станет настолько мелким, чтобы его можно было удалить из скважины циркуляцией. Твердые солевые отложения Многие давно разрабатываемые месторождения в Северном море подвержены образованию твердых солевых отложений, связанных с увеличением обводненности продукции скважин и прорыву закачиваемой воды. Рост отложений в скважинах вызывает шероховатость внутренней поверхности насосно-компрессорных труб и повышает гидравлические потери, что приводит к снижению добычи и образованию механических преград в стволах скважин. На одном из месторождений отложения образовывались в основном из сульфата бария. В скважине A на этом месторождении было отмечено значительное падение дебита добычи - с 2 600 баррелей/сут. до менее 600 баррелей/сут, после чего скважина была остановлена. Анализ пластовой воды подтвердил, что прорыв воды и отложение солей явились основной причиной снижения продуктивности. Попытки удалить отложения в скважине с помощью традиционной компоновки фрезерования оказались неэффективными, при механической скорости проходки всего лишь 3 см (0,1 фута)/час. Спуск шаблона показал, что длина НКТ, закупоренных отложениями и подлежащих очистке, составляла около 76 м (250 футов). На внутренних стенках НКТ был сплошной слой корки сульфата бария толщиной примерно 1 дюйм. В скважине B предполагаемой причиной образования отложений считалось смешение разных типов пластовой воды. Возле недавно перфорированного участка в обсадной колонне образовалась соляная пробка. Компания-оператор приняла решение об удалении твердых отложений, чтобы освободить путь для установки цементного моста или повторной перфорации интервалов в скважине с целью снижения солеобразования и повышения дебита добычи нефти. Удаление твердых отложений 154 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster Практический пример: Успешное удаление твердых отложений устраняет препятствия на пути потока Соляные пробки удалены, и добыча восстановлена, при этом время окупаемости работ составило всего 3-4 дня. Современная технология удаления твердых отложений Для решения проблем с образованием твердых отложений в скважинах, компания выбрала систему Jet Blaster, сочетающую в себе гидромониторный инструмент с вращающейся головкой и гелированный абразивный раствор – система удаления твердых отложений Sterling Beads*. Направленные мощные струи технологической жидкости надежно разрушили плотные пачки твердых отложений. Высокая скорость закачки жидкости обеспечивает безопасный вынос отложений на поверхность. Специально сконструированные высоконапорные гидромониторные насадки дали устойчивый непрерывный поток жидкости с охватом большого радиуса. Находящиеся в высоконапорном потоке жидкости гранулы Sterling Beads разрушили хрупкую соляную корку, не повреждая НКТ. Расчеты работ выполнялись с помощью специальной программы Jet Advisor*, которая позволила рассчитать оптимальный напор, диаметр сопла, скорость подачи жидкости и давление для каждого спуска, максимально увеличив количество удаляемых отложений и эффективность очистки ствола. Успешные работы в скважине, восстановленная добыча Работа в скважине A заняла приблизительно 180 часов рабочего времени в течение 14 дней. Всего было произведено 8 СПО на ГНКТ и закачано 1 600 баррелей раствора с гранулами Sterling Beads. После удаления солевой корки скважина была повторно перфорирована, однако перед проведением дополнительной перфорации скважина уже давала увеличенный дебит в 2 400 баррелей/сутки, что соответствовало увеличению добычи на 400%. В скважине B работы были выполнены за одну СПО в течение 4 дней с помощью гидромониторной головки диаметром 2,125 дюйма (54 мм) и кольца-шаблона диаметром 3,8 дюйма (96,5 мм). Всего в скважине было очищено 335 м (1 100 футов) НКТ, что увеличило дебит добычи до 500 барр/сут. Работы в обеих скважинах прошли успешно – были удалены соляные пробки и восстановлена добыча, при этом время окупаемости работ составило всего 3-4 дня, по сравнению с неделями, необходимыми при использовании традиционной технологии. www.slb.com/jetblaster *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0056 155 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение технологии гидромониторной очистки Jet Blaster восстанавливает добычу на месторождении в Алжире до 80% от начального уровня Практический пример: Проведение испытаний скважин в комплексе с обработкой пласта возвращает к жизни скважины компании Сонатрак ЗАДАЧА Удаление твердых отложений сульфата бария (BaSO4) из скважин, законченных с НКТ 2 7/8 дюйма и хвостовиком 7 дюймов. РЕШЕНИЕ Применить технологию гидроструйной очистки Jet Blaster* с закачкой абразивного материала Sterling Beads* через вращающуюся гидромониторную головку диаметром 11/2 (38 мм) дюйма. РЕЗУЛЬТАТЫ Добыча восстановлена на 80% от начального уровня после первой же обработки при сниженных расходах на капитальный ремонт скважины. Отложение соляных пробок на месторождении Зарзайтин Удаление твердых отложений BaSO4 из скважин, в которые спущены НКТ диаметром 27/8 дюйма с эксплуатационной колонной 7 дюймов, представляла проблему для компании Сонатрак, разрабатывающей месторождение Зарзайтин на востоке Алжира. Мощные соляные отложения в интервалах перфорации в хвостовике образовывали пробки, из-за которых пришлось остановить многие скважины, что привело к значительной потере выручки. Как правило, для удаления отложений в эксплуатационной колонне диаметром 7 дюймов с помощью системы гидромониторной очистки необходима гидромониторная головка диаметром 31/2 дюйма или более, что делает невозможным ее использование в НКТ диаметром 2 7/8 дюйма. В начале 2000 года из-за этой проблемы 15 скважин, работавших со средним дебитом 630 баррелей в сутки, были остановлены более чем на год. Отложенная выручка составила более 75 миллионов долларов США. Альтернативный метод обработки Работы по изучению проблемы отложения соляных пробок BaSO4 были начаты в 1999 году. Несмотря на то, что на месторождении было проведено несколько работ по удалению отложений из НКТ с помощью фрезы, по мнению Сонатрак, их результат был успешным лишь отчасти, так как отложения продолжали закупоривать отверстия перфорации в колонне диаметром 7 дюймов. Компании «Шлюмберже» и «Сонатрак» объединили усилия, чтобы разработать решение этой проблемы. Процесс проектирования, подготовки инструмента, а также полевые и лабораторные испытания были выполнены «Шлюмберже» в Хасси-Мессауд. Удаление твердых отложений 156 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Проведение испытаний скважин в комплексе с обработкой пласта возвращает к жизни скважины компании Сонатрак Диаметр эксплуатационных НКТ 27/8 дюйма в скважинах на месторождении Зарзайтин был не достаточен для спуска гидромониторных головок диаметром 31/2 дюйма, которые обычно используются для удаления твердых отложений в таких колоннах. В связи с этим требовался метод очистки с применением гидромониторной головки меньшего диаметра. Для моделирования работ в эксплутационных колоннах диаметром 7 дюймов было применено ПО Jet Advisor*, предназначенное для расчетов удаления отложений в комплексной технологии гидромониторной очистки Jet Blaster. Закачка абразивного материала Sterling Beads осуществлялась инструментом Jet Blaster через гидромониторную головку диаметром 11/2 дюйма. Благодаря своему составу гранулы абразива вызывали ударное разрушения хрупкой соляной корки, при этом, не повреждая НКТ. В результате расчетов для удаления отложений была выбрана гидромониторная головка Jet Blaster диаметром 11/2 дюйма и абразивный материал Sterling Beads. Во время первой обработки, проведенной в скважине ZR 217, абразивный материал Sterling Beads закачивался со скоростью 1,2 барреля в минуту, а скорость закачки азота составляла 8,5 м3 (300 футов3) в минуту. Вода, обработанная NH4Cl, закачивалась со скоростью 11/2 барреля в минуту. Всего в интервале мощностью 51 метр было выполнено 11 закачек 8 закачек с абразивом Sterling Beads и 3 - с обработанной водой. Пример испытания НКТ до (вверху) и после (внизу) очистки с технологией Jet Blaster. На протяжении всей работы в скважине был приток, который выносил частицы разрушенной соляной пробки и гранулы абразива на поверхность. Анализ проб разрушенной пробки показал, что отложения примерно на 80% состояли из BaSO4. Чтобы оптимизировать объем закачиваемого абразива Sterling Beads, перед началом обработки в колонне была проведена кавернометрия на кабеле, после окончания обработки была проведена повторная кавернометрия для оценки качества работы по удалению отложений. Восстановление добычи Первая обработка прошла успешно и увеличила добычу до 80% от начального уровня. По результатам работы компания Сонатрак провела обработку с использованием Jet Blaster в других скважинах, где имелись твердые отложения, на месторождении Зарзайтин и на других месторождениях. Проект очистки скважин с технологией Jet Blaster помог восстановить добычу с наименьшими затратами без подъема эксплуатационного оборудования. Данная успешная операция также уменьшила затраты компании на капитальные ремонты скважин и снова сделала возможным проведение ГИС для изучения необходимости в изменении заканчивания на основе измерения нефтенасыщенности. Теперь в скважинах может быть проведена повторная перфорация и обработка ScalePROP* - расклинивающим агентом с ингибитором отложений – для поддержания уровня добычи в будущем. www.slb.com/jetblaster *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0057 157 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР Применение технологии Jet Blaster возвращает скважину из бездействия и повышает добычу Практический пример: Удаление цемента, закупорившего проволочный фильтр, позволило восстановить добычу и воздействовать на пласт в скважине в Мексиканском заливе ЗАДАЧА Требуется эффективная очистка фильтра из проволочной сетки, закупоренного цементом, чтобы восстановить добычу в скважине. РЕШЕНИЕ Применить технологию гидромониторной очистки Jet Blaster* с закачкой гелевого состава Sterling Beads* для безопасного удаления твердых отложений, чтобы эффективно очистить фильтр и восстановить добычу в скважине. РЕЗУЛЬТАТЫ Проведена обработка в бездействующей скважине с восстановлением добычи до 191 м3/сутки (1 200 баррелей в сутки), что на 175 м3/сутки (1 100 баррелей в сутки) выше начального дебита скважины. Участок фильтра с высокой степенью закупоривания между трубой и фильтром. Удаление цемента из зацементированного фильтра Когда цемент был случайно закачан в интервал, где находится проволочный фильтр, в скважине в Мексиканском заливе, дававшей 175 м3 нефти в сутки (1 100 баррелей в сутки), скважина перестала работать совсем. Нефтяная компания закачала в фильтр кислоту под давлением, но это не помогло восстановить добычу. Для того чтобы восстановить добычу компания обратилась к компании «Шлюмберже» за более эффективным методом удаления цемента из фильтра. Для надежного удаления цемента из скважины была выбрана технология гидромониторной очистки Jet Blaster с абразивным материалом Sterling Beads. Оптимизированная гидроструйная очистка Перед началом работы система Jet Blaster была испытана на секции закупоренного цементом фильтра с подачей воды и последующей подачей абразива Sterling Beads. Чтобы воспроизвести скважинные условия, проволочную секцию фильтра для испытания установили на перфорированной трубе диаметром 23/8 дюйма. Инструмент Jet Blaster был оснащен гидромониторной головкой диаметром 3,8 см (1,5 дюйма) с двумя соплами диаметром 0,32 см (0,125 дюйма), через которые подавалась струя воды с расходом 0,16 м3/мин (1 баррель/мин) и перепадом давления в сопле 14 824 кПа (2 150 фунтов/ кв.дюйм). Удаление твердых отложений 158 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Удаление цемента, закупорившего проволочный фильтр, позволило восстановить добычу и воздействовать на пласт в скважине в Мексиканском заливе Во время испытаний на поверхности, 30 - 40% жидкости вытекало из верхней или нижней части фильтра, а оставшаяся жидкость промывала фильтр. Даже материал, который был защищен от высоконапорных струй воды, вымывался из затрубного пространства через соседние отверстия в трубе. В участках, не защищенных от струй воды, фильтр оказался отшлифован без каких-либо видимых повреждений для него. Участок фильтра после очистки струей воды, где видно, что цемент удален. На участках, прилегающих к отверстиям в трубе, фильтр отшлифован струей воды. Второе испытание системы Jet Blaster было проведено с использованием абразивных гранул Sterling Beads в концентрации 2,5%, чтобы проверить, не повредят ли гранулы фильтр. Во время этого испытания инструмент Jet Blaster удерживался в неподвижном положении в течение 4 минут. После того как фильтр был разрезан, оказалось, что гранулы не только очистили фильтр, но и удалили коррозию с трубы. Эрозионное действие абразива, движущегося в потоке жидкости в затрубном пространстве, также очистило кромки отверстий в трубе. Добыча восстановлена и увеличена По окончании испытаний с фильтром на поверхности, закупоренный цементом фильтр был подвергнут гидромониторной очистке, после которой дебит добычи в скважине увеличился с начальных 175 м3/сутки (1 100 баррелей в сутки) до 191 м3/сутки (1 200 баррелей в сутки). Гидромониторная очистка кислотой позволила не только очистить фильтр, но также провести интенсификацию притока и восстановить добычу. Фильтр после очистки инструментом Jet Blaster и абразивом Sterling Beads. Видно, что фильтр отшлифован. www.slb.com/jetblaster *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0091 159 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР С помощью технологии Jet Blaster отложения карбоната кальция удалены за одну СПО Практический пример: Эффективная очистка от твердых отложений устранила препятствие для спуска перфоратора и повысила эффективность эксплуатации скважин в Таиланде ЗАДАЧА Отложение солей в НКТ Эффективно удалить отложения карбоната кальция (CaCO3), чтобы спустить перфораторы в нужные интервалы. Добывающая компания в Таиланде периодически проводила дополнительную перфорацию газодобывающих скважин на месторождении Платонг, чтобы ввести в разработку песчаные пласты с более низким давлением, когда другие продуктивные интервалы истощаются. Однако в НКТ над наконечником часто образуются отложения CaCO3, создавая препятствие для спуска перфораторов в нужные интервалы. Сначала компания пыталась растворить отложения CaCO3 путем закачки соляной кислоты в скважину через гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ). Для полного растворения соляных отложений часто приходится повторять такую операцию несколько раз и после этого спускать в скважину шаблон, чтобы убедиться, что перфораторы могут пройти в колонну. РЕШЕНИЕ Применить технологию гидромониторной очистки Jet Blaster* для удаления отложений карбоната кальция (CaCO3), чтобы получить возможность спуска перфораторов на нужную глубину без спуска шаблона на проволочном кабеле для контроля диаметра колонны. РЕЗУЛЬТАТЫ Отложения карбоната кальция (CaCO3) успешно удалены за одну СПО, что позволило спустить перфораторы в нужные интервалы и повысить эффективность эксплуатации скважины. Эффективное удаление отложений за одну СПО Сопла вращающейся головки повышают эффективность очистки, а как кольцо-шаблон показывает, удалены ли отложения. В поисках более эффективного варианта удаления отложений, компания выбрала технологию гидромониторной очистки Jet Blaster, чтобы удалить отложения из скважины перед спуском перфораторов. Для оптимальной конфигурации инструмента Jet Blaster и максимальной эффективности струйной очистки с учетом всех параметров заканчивания скважины была использована специальная программа Jet Advisor*. Для выполнения работ требовалось 13 600 футов (4 145 м) ГНКТ диаметром 1,5 дюйма (3,8 см). По результатам расчетов инструмент Jet Blaster был оснащен гидромониторной головкой диаметром 1,5 дюйма (3,8 см) с двумя радиальными соплами диаметром 0,125 дюйма (3,175 мм) и насадкой диаметром 0,093 дюйма (2,362 мм). Для контроля очистки использовалось кольцо-шаблон, показывающее, когда колонна достаточно очищена для спуска перфоратора. Инструмент Jet Blaster был спущен на глубину 6 891 фут (2 100 м), где кольцом-шаблоном была отбита соляная пробка. В скважину закачали 10 баррелей (1,59 м3) соляной кислоты, что составило примерно 1/3 объема кислоты, который обычно требуется для достижения такого же результата методом кислотной ванны. Спуск инструмента Jet Blaster в скважину прошел без каких-либо признаков того, что инструмент касается соляных отложений. Эксплуатационная эффективность и экономия затрат По окончанию операции по удалению отложений, перфораторы были беспрепятственно спущены на нужную глубину без необходимости спуска шаблона на проволочном кабеле для контроля диаметра колонны. Очистка с помощью технологии Jet Blaster удалила отложения CaCO3 за одну СПО, что было намного быстрее по сравнению с методом, использовавшимся ранее. В результате, теперь заказчик использует сервис Jet Blaster как стандартный метод удаления твердых отложений перед перфорацией скважин на месторождении Платонг. Удаление твердых отложений *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0093 160 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/jetblaster ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР С помощью технологии Jet Blaster отложения сульфида железа удалены без повреждения стволов скважин Практический пример: Не имеющая аналогов технология позволила очистить 3 167 м колонн от сульфида железа в 8 канадских скважинах с чистым временем работы гидромонитора 32,5 часов ЗАДАЧА Отложения сульфида железа в канадских скважинах Удалить твердые отложения из 8 скважин в Канаде, не допустив повреждения стволов. Скопление отложений сульфида железа на металлических трубах и узлах эксплуатационных компоновок в скважинах представляло серьезную проблему для нефтяной компании в регионе Южный Кайбоб в канадской провинции Альберта. При достаточной минерализации флюида, давлении и концентрации сероводорода сульфид железа осаждается на металлических поверхностях и узлах эксплуатационных колонн. Эти отложения могут существенно снизить дебит добычи, а со временем также образовать пробки, которые полностью перекроют приток продукции и доступ к нижним интервалам ствола. РЕШЕНИЕ Определить внутренний диаметр кольца твердых отложений в отдельных скважинах спуском шаблона перед началом работ и экстраполировать полученные результаты на оставшиеся скважины, после чего применить технологию гидроструйной очистки Jet Blaster* для удаления отложений. РЕЗУЛЬТАТЫ Отложения сульфида железа успешно удалены из колонн общей длиной 3 167 м в 8 скважинах за 32,5 часа чистого времени работы гидромонитора без риска нарушения целостности колонн. Восемь газодобывающих скважин компании в свите Бивер Хилл Лэйк особенно сильно пострадали от отложений сульфида железа. В участке, закупоренном отложениями, эксплуатационная колонна НКТ имела наружный диаметр 73 мм и внутренний диаметр 62 мм. Компания уже применила три традиционных метода очистки, в том числе солянокислотную обработку и струйную очистку диметилбензолом, а также очистку отложений колонн фрезерованием. Все эти методы применялись с переменным успехом. Наконец компания обратилась к компании «Шлюмберже» за более надежным и экономичным методом удаления твердых отложений, и для решения задачи была выбрана технология гидроструйной очистки Jet Blaster. Инженерный подход к проблеме удаления отложений Предварительный спуск шаблона в 3 скважины показал, что внутренний диаметр кольца отложений составляет 40 мм. Эта информация помогла подобрать размер кольца-шаблона и инструмента, а также инструмента Bridge Blaster и абразивных гранул. В оставшиеся скважины шаблон не спускался, и их состояние было принято аналогичным состоянию проверенных скважин. Для обработки использовались перечисленные ниже материалы и оборудование: Колонна гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ): 4 050 м ГНКТ, 38,1 мм, сталь HS 80 CM, толщина стенки 2,77 мм ■ Раствор: загущенная вода, содержащая 9,5 л/м3 (30 футов/1 000 галлонов) ксантана и 2,5% абразивного материала Sterling Beads* ■ Инструмент Jet Blaster*: соединитель ГНКТ, сдвоенный обратный клапан, разъединитель, двойной циркуляционный переводник, скважинный фильтр, вертлюг, кольцо-шаблон и вращающаяся головка с соплами ■ Инструмент Bridge Blaster*: соединитель ГНКТ, сдвоенный обратный клапан, разъединитель, двойной циркуляционный переводник, скважинный фильтр, гидравлический забойный двигатель, кольцо-шаблон, фреза/долото ■ CoilLIMIT* - модель для расчета предельных значений давления/натяжения ГНКТ. ■ Удаление твердых отложений Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах ■ Анализ на практическихримерах - Jet Blaster 161 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР: Не имеющая аналогов технология позволила очистить 3 167 м колонн от сульфида железа в 8 канадских скважинах с чистым временем работы гидромонитора 32,5 часа Удаление твердых отложений без повреждения ствола скважины Данные очистки скважин от отложений Длина участка, на котором удалены отложения, м (футы) Наружный диаметр шаблона, мм (дюймы) 1 023 (3 356) 54 (0,213) № скв. Система Blaster Время, час Скв. № 1 Jet Blaster 1,5 Скв. № 2 Jet Blaster 1 45 (148) 46,7 (0,184) Скв. № 3 Jet Blaster, Bridge Blaster 13 162 (531) 46,7 (0,184) Скв. № 4 Jet Blaster 4 1 108 (3 635) 46,7 (0,184) Скв. № 5 Jet Blaster 2,5 28 (92) 54 (0,213) Скв. № 6 Jet Blaster или Bridge Blaster 7 270 (886) 54 (0,213) (Jet Blaster service) или 45 (0,177) (Bridge Blaster service) Скв. № 7 Jet Blaster 2 511 (1,677) 54 (0,213) Скв. № 8 Jet Blaster 1,5 20 (660) 46,7 (0,184) Инструмент Jet Blaster удалил отложения, которые не образовали плотные пробки. В двух случаях для удаления отложений в участках, где они образовали «мосты», был применен инструмент Bridge Blaster. По окончании работ состояние инструментов осталось хорошим. В общей сложности длина участков, на которых были удалены отложения сульфида железа, составила 3,167 м. Работы были успешно выполнены в 8 скважинах с общим временем очистки 32,5 часа. Технология разрушения пробок Jet Blaster показала себя как эффективный метод удаления отложений сульфида железа без риска повреждения целостности колонн в скважине. www.slb.com/jetblaster *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0094 162 ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР На Ближнем Востоке технология удаления твердых отложений Scale Blaster восстанавливает добычу до 900 баррелей в сутки Практический пример: Очистка ствола скважины удаляет твердые отложения из отрезка НКТ длиной 230 футов (70 м) ЗАДАЧА Твердые отложения в скважине на Ближнем Востоке Очистить скважину от пробок твердых отложений и вернуть скважину в эксплуатацию. Применить технологию удаления твердых отложений Scale Blaster*, чтобы очистить НКТ в скважине за одну операцию. На Ближнем Востоке одна из нефтяных скважин перестала работать из-за пробок твердых отложений в НКТ. Эти отложения могут препятствовать спуску и работе скважинных инструментов и оборудования, ограничивать возможность наблюдения за залежью и планирование добычи. Твердые отложения на подземных и устьевых предохранительных клапанах также могут препятствовать правильной работе защитного оборудования. Исследование скважины на кабеле показало присутствие отложений на глубине 5 330 футов (1 624 м). Анализ отобранной пробы показал присутствие сульфида железа, продуктов коррозии, карбоната кальция и других твердых отложений. Для того чтобы продолжить эксплуатацию и наблюдение за скважиной, компания-оператор приняла решение удалить отложения без подъема колонны НКТ. РЕЗУЛЬТАТЫ Очистка ствола от отложений за одну операцию РЕШЕНИЕ Очищен отрезок НКТ длиной 230 футов (70 м), скважина возвращена в эксплуатацию с восстановленным дебитом 900 баррелей в сутки (143 м3/сут). Для полного удаления твердых отложений из НКТ компания выбрала услугу компании «Шлюмберже» Scale Blaster – инженерный подход к очистке скважин от отложений. Для выбора правильной стратегии работ был тщательно изучен состав технологической жидкости, тип и физические свойства отложений, а также местонахождение пробки. Параметры обработки, т.е. скорость закачки, механическая скорость проходки, диаметр кольца-шаблона и гидромониторной головки, были оптимизированы с помощью специальной программы, исходя из наихудшего предположения, что закупорен весь участок колонны НКТ с глубины 5 330 футов (1 624 м) до конца НКТ на глубине 5 560 футов (1 695 м). Удаление твердых отложений из скважины было произведено с помощью высокоэффективной системы гидромониторной очистки. Две сопла на постоянно вращающейся головке с регулируемой скоростью максимально увеличивают скорость струи, радиус срезания отложений и охват ствола. Вся очистка была выполнена за одну спуско-подъемную операцию, что свело к минимуму усталостные нагрузки на гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ). Кольцошаблон не позволяло гидромониторной головке пройти дальше по стволу до тех пор, пока отложения не будут удалены до диаметра кольца. Восстановление добычи Применение технологии Scale Blaster очистило ствол скважины от отложений без необходимости повторного спуска НКТ длиной 230 футов (70 м). Испытание скважины подтвердило результаты, и продуктивность скважины была восстановлена до начального дебита 900 баррелей в сутки (143 м3/сут). До очистки После очистки Сравните состояние НКТ до очистки и после очистки с помощью Scale Blaster. Удаление твердых отложений *Mark of Schlumberger Other company, product, and service names are the properties of their respective owners. Copyright © 2012 Schlumberger. All rights reserved. 12-CT-0062 Каталог оборудования и услуг по выполнению работ на гибких насосно-компрессорных трубах www.slb.com/jetblaster ■ Анализ на практическихримерах - Scale Blaster 163
