Ремонт горизонтальных скважин

метки: Скважина, Ремонт, Оборудование, Капитальный, Нагнетательный, Работа, Установка, Труба

Подземным ремонтом скважин называются работы, связанные с выполнением операций по воздействию на оборудование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пласта. Он подразделяется на капитальный и текущий, а также на самостоятельный вид текущего ремонта – подземный ремонт с помощью «канатной техники».

Капитальный ремонт скважин (КРС) – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, ПЗП, ликвидацией аварий, спуском и подъемом подземного скважинного оборудования (лифтовой колонны, эксплуатационного пакера) путем предварительного глушения скважины и монтажа на устье противовыбросового оборудования (ПВО), а также работ с применением колтюбинговых, стационарных и мобильных установок.

Ремонт скважин может проводиться только при наличии утвержденных документов: наряд-заказа, геолого-технического плана. Исключение составляют аварийные ситуации, требующие немедленного принятия решения. Основанием для проведения ремонта скважин являются результаты промысловых и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований, диагностики фонтанных арматур, колонных головок, эксплуатационных колонн, а также анализ промысловых исследований (динамика дебита, изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

ПГИ в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после ввода в эксплуатацию силами специализированной организации.

В случаях, когда ПГИ провести невозможно без привлечения бригад КРС, эти работы поручают ремонтной бригаде с включением комплекса необходимых исследований в объем ремонтных работ.

Ликвидация скважин – комплекс работ, направленных на прекращение скважиной своих функций и связанных с изоляцией зон возможных перетоков пластовых флюидов по стволу скважины путем установки цементных мостов. Ликвидацию скважин проводят в соответствии с инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

Вопросы классификации ремонтных работ и последовательность их проведения подробно рассмотрены в «Правилах ведения ремонтных работ в скважинах».

7.1 Текущий ремонт скважин

Работы, относящиеся к текущему ремонту нефтяных и газовых скважин, приведены в таблице 7.1. Все перечисленные ниже виды работ производятся согласно установленным и утвержденным планом, инструкцией и наряд-заказом.

Таблица 7.1

Классификатор текущего ремонта скважин

Дипломная работа ремонт техники

... продукте как «Автоматизация учёта по ремонту и обслуживанию компьютерной и офисной техники». Существует много причин перевода существующей статистической информации на компьютерную основу. Более быстрая обработка данных ... увеличивается с каждым днем. Компьютер стал и «членом семьи», и «коллегой по работе», и «приятелем для отдыха». Задача накопления, обработки и распространения (обмена) информа-ции ...

Шифр	Виды работ по текущему ремонту скважин
1	2
ТР 1	Работы по интенсификации притока пластового флюида
ТР 1.1	Проведение кислотной обработки призабойной зоны скважины
ТР 1.2	Создание оторочек (растворителя, ПАВ, кислот, щелочей, теплоносителей, газа, газожидкостных смесей и др.)
ТР 1.3.	Вибровоздействие на пласт
ТР 1.4	Биовоздействие на пласт
ТР 1.5	Волновое воздействие на пласт
ТР 1.6	Магнитное воздействие на пласт
ТР 1.7	Электротехническое воздействие на пласт
ТР 1.8	Проведение теплового воздействия на призабойную зону скважины
ТР 1.9	Обработка призабойной зоны термогазохимическими методами
ТР 1.10	Промывка и пропитка призабойной зоны растворами ПАВ
ТР 1.11	Проведение виброобработки призабойной зоны скважины

	Продолжение таблицы 7.1
1	2
ТР 1.12	Вызов притока свабированием, желонкой, заменой жидкости, компрессированием
ТР 1.13	Прочие виды обработки призабойной зоны скважины
ТР 2	Планово-профилактические мероприятия по обеспечению противофонтанной безопасности скважины
ТР 2.1	Ревизия устьевого оборудования
ТР 2.2	Ремонт и замена элементов фонтанной арматуры
ТР 2.3	Монтаж и демонтаж отводов
ТР 2.4	Обработка эксплуатационной колонны герметизирующей смесью с целью ликвидации негерметичности резьбовых соединений
ТР 3	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР 3.1	Ввод фонтанных скважин
ТР 3.2	Ввод газлифтных скважин
ТР 3.3	Ввод скважин, оборудованных штанговых глубинными насосами
ТР 3.4	Ввод скважин, оборудованных электроцентробежными насосами
ТР 4	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР 4.1	Фонтанный – газлифт
ТР 4.2	Фонтанный – штанговый глубинный насос
ТР 4.3	Фонтанный – погружной центробежный электронасос
ТР 4.4	Газлифт – штанговый глубинный насос
ТР 4.5	Газлифт – погружной центробежный электронасос
ТР 4.6	Штанговый глубинный насос – погружной центробежный электронасос
ТР 4.7	Электроцентробежный насос – штанговый глубинный насос
ТР 4.8	Штанговый глубинный насос – оборудование раздельной эксплуатации
ТР 4.9	Погружной центробежный электронасос – оборудование раздельной эксплуатации
ТР 4.10	Прочие виды перевода
ТР 5	Оптимизация режима эксплуатации
ТР 5.1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера штангового глубинного насоса
ТР 5.2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера погружного центробежного электронасоса
ТР 6	Ремонт скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами
ТР 6.1	Ревизия и смена насоса
	Продолжение таблицы 7.1
1	2
ТР 6.2	Устранение обрыва штанг
ТР 6.3	Устранение отворота штанг
ТР 6.4	Замена штанг
ТР 6.5	Замена полированного штока
ТР 6.6	Замена, гидроиспытание и устранение негерметичности НКТ
ТР 6.7	Очистка и пропарка НКТ
ТР 6.8	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР 7	Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
ТР 7.1	Ревизия и смена насоса
ТР 7.2	Смена электродвигателя
ТР 7.3	Устранение повреждения кабеля
ТР 7.4	Ревизия, смена и устранение негерметичности НКТ
ТР 7.5	Очистка и пропарка НКТ
ТР 7.6	Ревизия, смена устьевого оборудования
ТР 8	Ремонт фонтанных скважин
ТР 8.1	Очистка и пропарка НКТ (без глушения)
ТР 8.2	Ревизия устьевого оборудования
ТР 9	Ремонт газлифтных скважин
ТР 9.1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ
ТР 9.2	Очистка и пропарка НКТ
ТР 9.3	Ревизия, смена и очистка газлифтных клапанов
ТР 9.4	Смена и ревизия устьевого оборудования
ТР 10	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин
ТР 11	Очистка и промывка забоя скважины
ТР 11.1	Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ
ТР 11.2	Обработка забоя химреагентами
ТР 12	Меры против образования металлических сальников
ТР 12.1	Продувка и расхаживание труб
ТР12.2	Ввод нефти в кольцевое пространство между трубами наружного ряда и подъемными трубами
ТР 12.3	Поочередное впрыскивание нейтрализованного черного контакта (НЧК) и нефти
ТР 13	Испытание эксплуатационной колонны на герметичность
ТР 13.1	Опрессовка эксплуатационной колонны
ТР 13.2	Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне
	Продолжение таблицы 7.1
1	2
ТР 14	Ремонт скважин с помощью «канатной техники»
ТР 14.1	Оснащение скважин подземным скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию
ТР 14.2	Ревизия и смена клапана-отсекателя
ТР 14.3	Открытие (закрытие) циркуляционного клапана
ТР 14.4	Сбитие срезного клапана
ТР 15	Прочие виды работ

Все виды текущего ремонта скважин, производимые с использованием колтюбинговой установки необходимо относить к работам по капитальному ремонту.

7.2 Капитальный ремонт скважин

Работы, относящиеся по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, приведены в таблице 7.2. Все перечисленные ниже виды работ проводятся согласно установленным и утвержденным планом, инструкцией и наряд-заказом.

Таблица 7.2

Классификатор капитального ремонта скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин
1	2
КР 1	Ремонтно-изоляционные работы
КР 1.1	Отключение отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации
КР 1.2	Отключение отдельных пластов
КР 1.3	Изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод
КР 1.4	Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов
КР 1.5	Восстановление герметичности цементного кольца
КР 1.6	Наращивание цементного кольца за обсадной колонной
	Продолжение таблицы 7.2
1	2
КР 2	Устранение негерметичности эксплуатационной обсадной колонны
КР 2.1	Устранение негерметичности тампонированием
КР 2.2	Герметизация резьбовых соединений путем докрепления их в скважине (доворотом)
КР 2.3	Устранение негерметичности установкой гофрированного пластыря
КР 2.4	Устранение негерметичности установкой металлических накладок
КР 2.5	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КР 2.6	Устранение негерметичности частичной сменой эксплуатационной колонны
КР 3	Переход на другие горизонты эксплуатации и приобщение пластов
КР 3.1	Переход на выше- и нижележащие горизонты эксплуатации
КР 3.2	Приобщение пластов для совместной эксплуатации дострелом с увеличением диаметра и глубины скважины
КР 4	Предотвращение образования и ликвидация глинисто-песчаных пробок
КР 4.1	Крепление призабойной зоны скважины цементным раствором
КР 4.2	Крепление призабойной зоны скважины цементно-песчаной смесью
КР 4.3	Крепление призабойной зоны скважины химическими реагентами
КР 4.4	Предотвращение образования глинисто-песчаных пробок установкой противопесочных фильтров
КР 4.5	Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой скважины
КР 4.6	Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой аэрированной жидкостью с добавками ПАВ
КР 4.7	Ликвидация глинисто-песчаных пробок промывкой пенами
КР 4.8	Очистка скважин с помощью желонок
КР 5	Ремонтно-исправительные работы
КР 5.1	Исправление смятия обсадной колонны
КР 5.2	Исправление слома обсадной колонны
КР 6	Исследование и обследование скважин
КР 6.1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
КР 6.2	Обследование (оценка технического состояния) скважины
	Продолжение таблицы 7.2
1	2
КР 7	Интенсификация притока обработкой призабойной зоны продуктивного пласта скважины и вызов притока
КР 7.1	Проведение гидравлического разрыва продуктивного пласта
КР 7.2	Проведение гидропескоструйной перфорации
КР 7.3	Дополнительная перфорация и торпедирование ранее прострелянных интервалов приемистости
КР 7.4	Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР 8	Комплекс работ, связанных с бурением
КР 8.1	Зарезка и бурение новых стволов в аварийных скважинах
КР 8.2	Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения отдачи пласта
КР 8.3	Разбуривание цементного стакана
КР 8.4	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР 8.5	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
КР 9	Перевод скважины на использование по другому назначению
КР 9.1	Освоение скважины под нагнетание
КР 9.2	Перевод скважины под отбор технической воды
КР 9.3	Перевод скважины в наблюдательные, пьезометрические, контрольные
КР 9.4	Перевод скважины под нагнетание теплоносителя или воздуха
КР 9.5	Перевод скважины во флюидодобывающие
КР 10	Консервация и расконсервация скважин
КР 11	Удаление жидкости с забоя скважины
КР 11.1	Удаление жидкости с помощью ПАВ
КР 11.2	Удаление жидкости с помощью сухого льда
КР 11.3	Удаление жидкости с помощью устройств для подъема жидкости с забоя
КР 11.4	Удаление жидкости с забоя скважины другими методами
КР 12	Ликвидация скважины
КР 13	Ловильные работы
КР 13.1	Извлечение оборудования из скважины после аварии, допущенной в процессе эксплуатации
КР 13.2	Очистка забоя и ствола скважины от посторонних предметов
КР 13.3	Извлечение каротажного кабеля и тартального каната
КР 14	Ликвидация гидратных, парафиновых и солевых пробок
КР 14.1	Проталкивание пробки на забой скважины
КР 14.2	Ликвидация пробок тепловым воздействием
	Продолжение таблицы 7.2
1	2
КР 14.3	Ликвидация пробок термохимическим воздействием
КР 15	Ревизия и замена технологического оборудования
КР 15.1	Установка, ревизия и замена подземного скважинного оборудования
КР 15.2	Ревизия и замена колонной головки и коренной задвижки
КР 15.3	Извлечение забойного эксплуатационного пакера
КР 15.4	Ревизия, смена, гидроиспытание и устранение негерметичности НКТ
КР 16	Реконструкция скважин
КР 16.1	Обуривание и замена труб эксплуатационной колонны
КР 16.2	Извлечение стационарного пакера путем обуривания
КР 16.3	Извлечение прокорродированного «хвостовика» и др.
КР 16.4	Расширение призабойной зоны продуктивного пласта
КР 17	Работы с колтюбинговой установкой
КР 17.1	Освоение скважины
КР 17.2	Удаление жидкости из газовых скважин
КР 17.3	Промывка песчаных пробок
КР 17.4	Удаление парафинистых и гидратных пробок
КР 17.5	Установка цементных мостов
КР 17.6	Устранение негерметичности эксплуатационных колонн
КР 17.7	Ловильные работы (НКТ, посторонних предметов), очистка НКТ
КР 17.8	Перфорация НКТ при невозможности восстановления циркуляции
КР 17.9	Переход на другие горизонты

В реальных случаях потребность в проведении внеплановых КРС возникает сразу же после передачи скважины, законченной строительством, заказчику. Причина этого, главным образом, негерметичность крепи скважин, низкая продуктивность, которая не обеспечивает получение проектных дебитов, разрушение пласта коллектора при повышенных депрессиях и др. В процессе эксплуатации из-за нарушения технологического режима работы скважин происходит преждевременный износ оборудования, что также требует проведения внеплановых КРС.

7.3 Ремонт с использованием гибкой трубы

К сожалению, в настоящее время многие из месторождений вышли на позднюю стадию разработки с падающей добычей. В то же время, к разработке готовятся месторождения Сахалина, Восточной Сибири и российской части Каспия. Однако, разработка этих месторождений потребует значительных инвестиций. Поэтому одной из основных целей нефтегазодобывающих компаний сегодня является более полное извлечение углеводородного сырья и снижение себестоимости этого процесса.

Классические технологии, позволяющие решать данную проблему, имеют пределы, и эти пределы уже достигнуты для большинства разрабатываемых месторождений. В мировой практике нефтегазодобычи все более широко распространяются колтюбинговые технологии, связанные с использованием безмуфтовой длинномерной гибкой трубы. Это объясняется их высокой технологичностью и экономической эффективностью. Очевидно, что мы заметно отстаем во внедрении современного эффективного оборудования и методов применяемых работ. Если в 1998 г. более 90 % ремонтов на скважинах выполнялись американскими и канадскими агрегатами, то в 2000 г. около 80 % прироста колтюбинговой техники в российском ТЭК (16 агрегатов) обеспечила группа российских и белорусских фирм.

Колтюбинговые технологии базируются на использовании длинномерных (до 3000-5000 м) безмуфтовых гибких (обычно стальных) труб, наматываемых на барабан и многократно спускаемых в скважину, позволяют удешевить ремонтно-восстановительные работы, а также решать некоторые задачи, которые невозможно осуществить при применении колонны составных труб. Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование гибкой трубы, были предприняты в начале 60-х годов прошлого столетия. Первоначально работы велись в направлении создания установок капитального ремонта в действующих скважинах небольшой глубины без их глушения. Сегодня из 50 – 60 известных операций, проводимых с использованием длинномерной гибкой трубы, в России наиболее широко распространены следующие:

• ликвидация отложений парафина, гидратных и песчаных пробок в НКТ;
• обработка призабойной зоны, подача технологических растворов, специальных жидкостей (в том числе щелочных и кислотных растворов) и газов;
• спуск оборудования для проведения геофизических исследований, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах;
• установка цементных мостов;
• выполнение работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны;
• каротажные работы;

— Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом позволяет проводить освоение скважин пенными системами, снизить уровень жидкости до необходимой глубины, продувать скважины газообразным азотом. Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкими трубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе – практически все забалансовые запасы углеводородов и добывать дополнительно в России до 50 млн. т. нефти и до 30 млрд. м ³ газа ежегодно. Для того чтобы бурить скважину и особенно вскрывать продуктивные пласты наклонными и горизонтальными стволами на депрессии без их глушения (это наиболее эффективные и перспективные в настоящее время технологии в мировой буровой практике, на которые нацелены сегодня широко известные зарубежные фирмы), недостаточно для создания мобильной колтюбинговой установки. Существуют два класса мобильных колтюбинговых установок, применяемых для бурения, ремонта и заканчивания скважин: традиционные и так называемые гибридные.

Традиционная колтюбинговая установка, например, М-40 с тяговым усилием инжектора 40 т, гибкой трубой диаметром 60,3 мм и длиной до 3500 м или диаметром 73 мм и длиной 2200 м производства группы компаний Белорусского фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации (ФИД) представляет собой комплексную установку, смонтированную на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости. Она включает барабан с гибкой трубой, механизм подачи трубы (инжектор), направляющую трубу («гусак») с изменяющимся радиусом для подачи труб в инжектор, кабину оператора с панелью управления и автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана, инжектора и органов управления поста оператора. В состав комплекса входит: устьевое сборное основание под инжектор с самоподъемной вышкой, комплект устьевого противовыбросового оборудования с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для проведения работ по спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны в скважину под давлением.

Гибридная установка предусматривает возможность объединения работ с применением бурильных труб с резьбовыми соединениями с преимуществами использования длинномерной безмуфтовой гибкой трубы. Такие установки представляют собой комбинацию обычной буровой вышки и установки с гибкими трубами. Именно к этому классу относится создаваемая сегодня группой компаний ФИД установка М50. Кроме того, широкое применение нашла установка типа МУРС-12, которая используется для капитального ремонта скважин ООО «Баштрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Мострансгаз» и ОАО «Оренбурггазпром». Основными поставщиками качественного колтюбингового оборудования в Россию до 2000 г. были американские фирмы Hydra Rig Incorporated (Varco International Incorporated), Stewart & Stevenson Services Incorporated и др. Однако почти каждый колтюбинговый агрегат имеет свои особенности применения и требует индивидуального исполнения, что, конечно, с одной стороны, в условиях высокой заработной платы персонала американских производителей отрицательно сказывается на цене, а с другой, – ограничивает возможности удовлетворения всех пожеланий заказчиков. Именно этот фактор в сочетании с наличием необходимых технологий и хорошо развитым машиностроением был главным при определении участия отечественных разработчиков в создании колтюбинговой техники. За последние два года ФИД продал больше оборудования в России, чем кто-либо другой, больше, чем Hydra Rig, Stewart & Stevenson и другие производители вместе взятые. Отечественные установки успешно работают на месторождениях углеводородного сырья ОАО «Газпром», ОАО «НК Сургутнефтегаз», ОАО «НК ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть» и других предприятиях.

На рисунке 7.1 и 7.2 представлены типовые мобильные колтюбинговые установки, применяемые на месторождениях Западной Сибири.

Рисунок 7.1 – Мобильная колтюбинговая установка используемая в

ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Ямбугргаздобыча»

Рисунок 7.2– Мобильная колтюбинговая установка используемая в

ООО «Уренгойгазпром»

Сегодня очень важно иметь не только технику, но и технологии. Большинство предприятий, эксплуатирующих колтюбинговые агрегаты, используют только 3-5 технологий. В этом случае эффективность работы недостаточно высокая. Необходимо, чтобы каждая компания, имеющая колтюбинговую технику, имела возможность использовать хотя бы 15-20 известных основных технологий.

Применять колтюбинг начали для осуществления наиболее простых операций при проведении плановых ремонтов скважин по очистке лифтовых колонн и забоев скважин от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали гибкие трубы с наружным диаметром 19 мм.

В настоящее время созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром 114,3 мм. При помощи гибких труб с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19,0 – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение.

Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитывает более 35 лет. И, конечно, за это время были выявлены и неоднократно подтверждались на практике преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:

• обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;
• возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;
• отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;
• безопасность проведения СПО, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание – развинчивание резьбовых соединений и перемещать НКТ на мостки;
• значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;
• сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;
• обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;
• соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;
• существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ.
• больший диапазон скоростей перемещения оборудования во время исследований;
• проникновение в любые участки горизонтальных скважин;
• применять на морских платформах и различных эстакадах с ограниченными размерами рабочих площадок.

Все эти преимущества новой технологии реализуются при выполнении видов работ, указанных в табл. 7.3, в которой представлены также ориентировочные объемы проведения каждой операции по отношению к общему объему всех работ, выполняемых как за рубежом так и в нашей стране.

В настоящее время специалисты различных фирм ежегодно выполняют порядка тысячи операций на скважинах с использованием колонн гибких труб.

Таблица 7.3

Виды и объемы работ с применением колтюбинговых установок

Виды работ	Доля каждого вида работ в общем балансе, %
США и Канада	Россия
Удаление пробок в колонне НКТ	10	82,9
Удаление пробок в затрубье установки штангового насоса	—	3,5
Очистка забоя, продувка скважин азотом	50	6,7
Кислотная обработка	10	1
Ловильные работы	13	1,74
Цементирование скважин	5	—
Каротаж и перфорация	7	—
Перфорация НКТ	—	2,4
Бурение горизонтальных участков ствола скважины и забуривание второго ствола	2	—
Прочие операции	3	—

Можно выделить основные ключевые направления развития данных технологий в России:

• расширение класса типоразмеров установок;
• повышение технического уровня оборудования, эксплуатационных характеристик агрегатов;
• разработка систем автоматизированного контроля за функционированием узлов агрегатов и технологическими процессами;
• создание установок с длинномерными безмуфтовыми трубами большого диаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизонтальных участков скважин;
• обеспечение комплектности поставок;
• возможность сервисного обслуживания;
• доступная стоимость.

Реализация развития этих направлений будет более эффективна при условии создания полигонов для испытаний оборудования, отработки технологий и эксплуатации установок, выделения участков непосредственно на нефтепромыслах и месторождениях для внедрения описываемых технологий – вначале в сопровождении традиционных подъемников для замены муфтовых НКТ на колонну гибких труб (КГТ), а затем для полного сервисного обслуживания скважин с использованием всех возможностей технологий, основанных на применении длинномерной безмуфтовой трубы для: текущего и капитального ремонта объектов; освоения скважин; эксплуатации КГТ в нагнетательных скважинах; применения КГТ в установках центробежных насосов; работы струйных насосов на КГТ; обустройства нефтепромысловой сети.

Одним из наиболее частых ремонтов скважин является изоляция притока пластовых вод в скважину, ввиду массовой обводненности фонда эксплуатационных скважин севера Западной Сибири.

Сотрудниками ООО «ТюменНИИгипрогаза» был получен патент [патент РФ № 2232265, кл. 7Е21В 43/32, 2004 г.] на способ изоляции притока пластовых вод в скважину. Водоизолирующую композицию закачивают в обводненный интервал пласта через гибкую трубу после открытия с помощью канатной техники циркуляционного клапана. Ствол скважины заполняют водоизолирующей композицией методом уходящей заливки. При этом обводненный интервал заполняют водоизолирующей композицией, а необводненный интервал – соответственно блокирующим составом, поднимая по мере заполнения ствола скважины БДТ до уровня обводненного интервала. Циркуляция осуществляется по НКТ и затрубному пространству.