close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

8883.Система для установки гравийной набивки и проведения кислотной обработки

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
СИСТЕМА ДЛЯ УСТАНОВКИ
ГРАВИЙНОЙ НАБИВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ
КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
J. Shivers, J. Haynes, Shell
T. Roane, K. Serrette, Halliburton
Система STGPT позволяет заканчивать скважину в том случае, когда установку гравийной набивки
и кислотную обработку интервала можно осуществить за один рейс спуска колонны
За последние несколько лет в
технологии борьбы с песком достигнуты значительные успехи,
которые позволили увеличить добычу и раньше получать доходы.
Многие эти успехи связаны с достижениями в разработке отдельных технологий.
Недавно была разработана спускаемая за один рейс новая система установки гравийной набивки и
проведения кислотной обработки
(single-trip, gravel-pack-and-treat
– STGPT), которая сокращает продолжительность цикла и, следовательно, затраты. Данная система
спроектирована для того, чтобы
ограничить поглощения промывочной жидкости пластом; исключить рейсы колонны без посадки
противопоглощающего устройства
в седло; обеспечить при необходимости функционирование этого
устройства до и после размещения кислоты в пласте; и обеспечить
повышение безопасности работ и
улучшение контроля над скважиной. При использовании этой системы компания-оператор может
также добиться ослабления вредного воздействия на пласт и повышения безопасности при контроле
над скважиной. Эти преимущества
приводят к сокращению времени
выполнения работ по сравнению с
традиционными работами по установке гравийной набивки и проведению кислотной обработки.
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Бонга компании Shell расположено на нефтяном участке разработки № 118 в 60
милях (1 миля = 1,609 км) от юж-
ного побережья Нигерии в водах
глубиной 914–1067 м. На 1 этапе
проекта разработки предусмотрено бурение и заканчивание в
рамках групповой программы 16
скважин (девяти добывающих и
семи нагнетательных). В критериях проектирования этих скважин
установлен 20-летний срок эксплуатации с возможностью добычи 6360 м3/сут нефти и закачки
9540 м3/сут воды. В окончательной
конструкции скважин была предусмотрена установка 10 скважин
(семи нагнетательных и трех добывающих), пяти гравийных набивок
в необсаженных горизонтальных
добывающих скважинах и одного отдельного противопесочного
фильтра в добывающей скважине. В большинстве залежей необходимо было проводить борьбу с
песком в связи с возможностью
миграции мелкодисперсного материала. В скважинах с обсаженным стволом применялись альтернативные технологии в связи
с риском образования пустот в
набивке. Для скважин, в которых установлен гидроприводной
шаровой клапан (управляемый с
поверхности скважинный предохранительный клапан) и пробкаподвеска, предусматривался процесс консервирования. Во всех
добывающих скважинах проводилось снижение уровня жидкости прямо на буровой. В двух нагнетательных скважинах уровень
жидкости понизили в связи с наличием CaCO3 в фильтрах ввиду
поглощения промывочной жидкости. Из остальных нагнетательных
скважин пробки извлекли после
№1 • январь 2010
монтажа фонтанной арматуры и
возобновили закачку.
На первом этапе разработки
месторождения возникло множество проблем, связанных главным
образом с поглощением промывочной жидкости. В одной из скважин
произошло мгновенное поглощение интенсивностью 190 м3/ч. Это
повлекло за собой возможный риск
ухудшения коллекторских свойств
пласта и в дальнейшем затрат для
снижения этого риска. Другой проблемой был прихват промывочной
колонны во время работ по вызову
притока, что привело к чрезмерному увеличению времени строительства скважины в связи с проведением ловильных работ. Основной
причиной прихвата промывочной
колонны стали обломки породы,
которые падали вниз после завершения обработки гравийной набивки. Этих осложнений можно
было избежать при использовании
системы STGPT.
ПЛАНИРОВАНИЕ ОПЕРАЦИИ
В процессе планирования необходимо было решить ряд проблем.
Угол наклона ствола в 45° представлял определенную проблему,
с которой не сталкиваются при горизонтальном или вертикальном
заканчивании скважины. Кроме
того, обстоятельство, что скважины будут заканчиваться с необсаженным стволом, потребовало
тщательного рассмотрения вопроса
обеспечения устойчивости ствола,
необходимого для системы поддержания пластового давления.
Сложность системы инструментов возрастает при выполнении од51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
норейсовой установки гравийной
набивки и проведения кислотной
обработки. В прежней технологии
эту операцию необходимо было
проводить как минимум в два рейса колонны. Рабочий инструмент
необходимо было извлекать после
установки гравийной набивки, а
промывочную колонну спускать во
втором рейсе с целью завершения
операции.
Несмотря на повышенную степень сложности, системы STGPT
успешно применяются сегодня в
пределах специально оговоренных
рабочих условий; однако основные
виды работ, например, тщательные
и точные рабочие операции и проведение предварительных обзоров
должны проводиться в том случае,
если проведено успешное заканчивание скважины[1–5].
ПРАКТИЧЕСКИЕ СЛУЧАИ
Заканчивание скважин с необсаженным стволом более благоприятно, чем случаи с обсаженным
стволом. Обстоятельство, что интервал с необсаженным стволом
имел угол наклона примерно 45°,
влияло на повышение сложности
операции.
Большинство схем заканчивания
скважин с необсаженным стволом
выполняется тогда, когда угол наклона ствола равен 90° или близок к
горизонтали. При гравийной набивке в горизонтальном необсаженном
стволе процесс нагнетания почти
всегда сопряжен с осаждением расклинивающего материала. Первые
80 % необсаженного ствола заполняют слоями расклинивающего
материала, продвигаясь от «пятки»
к «носку». На втором этапе заполняют верхние 20 % скважины от
«носка». В этом процессе для спуска
песка к забою скважины используют силу тяжести.
В некоторых случаях заканчивание скважины выполняют тогда, когда угол наклона равен нулю
или близок к вертикали. При гравийной набивке в вертикальном
необсаженном стволе в процессе
нагнетания будет использоваться
сила тяжести для осаждения расклинивающего материала более
удобным способом, при котором
заполнение необсаженного ствола
52
происходит полностью в направлении от «носка к пятке».
Методы, применяемые при
размещении гравийной набивки
в отклоненных скважинах, не являются такими же удобными. Те
специалисты, которые разрабатывают порядок проведения работ, должны учитывать, что сила
тяжести «продвигает» расклинивающий материал одновременно
как к нижней части внутреннего
диаметра скважины, так и в направлении «носка». Это в некоторой степени повышает сложность
любого из двух вышерассмотренных методов. Очень важно, чтобы
скорость осаждения расклинивающего материала не превышала
скорость, с которой сила тяжести
продвигает расклинивающий материал к «пятке» скважины для
того, чтобы не перекрывалось проходное сечение или внутренний
диаметр скважины. В противном
случае расклинивающий материал
будет стараться заполнить собой
внутреннюю часть скважины до
того, как сползет в направлении
«носка», что приведет к перекрытию путей движения и неполному
заполнению набивки.
Рассматриваемая система может подойти для менее глубоких
скважин, в которых главными
движущими стимулами могут стать
достижение контроля над скважиной, снижение степени ухудшения
коллекторских свойств пласта и повышение безопасности работ, а не
преимущество в виде снижения
затрат.
подготовка
После размещения расклинивающего материала в необсаженном
стволе и вокруг фильтра рекоменГидравлическая
секция
Втулка изменения
направления потока
дуется применять кислоту замедленного действия. Пока замедленная кислота реагирует и удаляет
глинистую корку, можно извлечь
из скважины рабочие инструменты и приступить к подготовке
к заканчиванию верхней части
скважины. Противопоглощающее
устройство будет защищать пласт
от интенсивного поглощения жидкости после удаления глинистой
корки. Это также упрощает проблемы ухудшения свойств пласта,
вызванные поглощением жидкости.
РАБОЧИЙ ИНСТРУМЕНТ
СИСТЕМЫ STGPT
В новой системе STGPT операции установки гравийной набивки
и проведения кислотной обработки осуществляются за один рейс
(рис. 1). К практическим случаям применения этой усовершенствованной системы относится
установка гравийных набивок в
необсаженном стволе тогда, когда
отсутствует вариант обратной промывки или испытания скважины
и возможна установка гравийных
набивок в необсаженном стволе
при максимальном удалении глинистой корки путем вызова притока. Для выполнения этих задач
был разработан инструмент, в состав которого входят два дополнительных комплекта переводников
с целью изменения направления
потока и дополнительные узлы для
изоляции интервалов.
В компоновке требуется установка дополнительных узлов или
включения в конструкцию рабочего инструмента для установки
гравийной набивки. Эти дополнительные узлы обеспечивают пути
движения жидкости, которые регуПереводник
Приводимый в действие давлением
запорный шаровой узел
Пакерно-испытательный
узел
Промывочная колонна
Рис. 1. Рабочий инструмент системы STGPT
№1 январь • 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Поскольку отверстия переходника перекрыты,
для установки пакера можно создавать давление
Рис. 2. Переводник системы STGPT
лируют облегченную циркуляцию
в промывочной колонне, и положение пакера во время испытания с
циркуляцией жидкости в необсаженный ствол, прекращение циркуляции через закрывшееся обратное шаровое седло и повторное
открытие пути движения жидкости
перед окончательной обратной
циркуляцией.
ОСНОВнЫЕ УЗЛЫ СИСТЕМЫ
Некоторые узлы в системе
STGPT являются новыми, другие применяются в более ранних
технических решениях, однако
по-прежнему необходимы. Ниже
перечислены самые последние разработки.
Гидравлическая секция вместе
с перекрывающей втулкой предназначена для перекрытия во время
циркуляции отверстий для установки пакера (втулку можно открыть
позднее). Внутренняя перекрывающая втулка разобщает установочный поршень от давления, создаваемого в результате циркуляции.
Когда завершается циркуляция и
наступает время установки пакера гравийной набивки, с поверхности бросают установочный шар.
Начальное давление примерно
3,4 МПа сдвигает перекрывающую
втулку вниз, открывая установочные отверстия. По мере того как
втулка смещается вниз, ее внутренний диаметр открывается и освобождает установочный шар, который в свою очередь падает вниз в
переводник/конусное седло шара
ниже переводника.
Переводник используют для
промывки через многопозиционный инструмент по мере его спуска
(рис.2), однако он препятствует обратной циркуляции на пути возврата жидкости в обсадную колонну.
Зато циркулирующая жидкость
внизу спусковой колонны направляется вниз через промывочную
колонну. Путь внутреннего потока перекрывается тогда, когда
установочный шар пакера садится
в конусное седло. При давлении
в спусковой колонне примерно
6,9 МПа седло сдвигается вниз, отсекает поток на внутреннем пути
движения жидкости и направляет
его в растворные отверстия переводника. В то же время движение
вниз открывает путь обратного
движения потока через канал обратной циркуляции переходника
в обсадную колонну.
Пакерно-испытательный узел.
После приведения в действие
переводника открывается путь к
низу обсадной колонны (в промывочную колонну). Для испытания
пакерных элементов напротив обсадной колонны в ее нижней части
необходимо создать давление. В качестве временной пробки, которая
препятствует распространению
давления вниз обсадной колонны
(рис. 3), использовался пакерноиспытательный узел (packer test
assembly – PTA). Для этого в седле РТА размещается шар, против
которого должно создаваться давление.
После того как пакер полностью
установлен и рабочий инструмент
сдвинут либо отсоединен вращением от пакера, инструмент приподнимается до тех пор, пока РТА не
подтянется до нижнего уплотнения
закрывающей втулки с заранее
установленной величиной сдвига.
После сдвига в седле размещается
внутренний шар, перекрывающий
путь в кольцевое пространство.
Теперь в нижней части обсадной
колонны и в отверстиях обратного
потока можно создать давление с
№1 • январь 2010
Спуск
Испытание пакера
Сдвиг
Перемещение
Возвращение
Обработка
Рис. 3. Пакерно-испытательный узел
целью испытания пакера гравийной набивки. После успешного
испытания пакера для сдвига седла шара создается дополнительное
давление и вновь открывается путь
в кольцевое пространство.
Приводимый в действие давлением запорный шаровой узел.
После гравийной набивки аналогичное изменение должно быть
проведено в нижней части рабочего инструмента. После установки
гравийной набивки путь обратного потока обычно перекрывается
с помощью запорного клапана для
того, чтобы изменить (на обратное)
направление движения потока в
скважине. Чтобы обеспечить циркуляцию внизу промывочной колонны, необходимо предусмотреть
средство открытия инструмента и
обеспечить перекрытие канала
движения жидкости обработки.
Приводимый в действие давлением запорный шаровой узел (pressure activated ball check – PABC)
обеспечивает такую возможность
посредством внутреннего запорного шара (рис. 4). Подобно пакерноиспытательному узлу шаровой
запор садится в седло путем его
подтягивания к нижнему уплотнению закрывающей втулки с за53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Подъем давления для сдвига поршня освобождает
пружину и сталкивает шар с седла
Начало
обработки
через
инструмент
Положение при спуске.
Шар не находится в седле
Положение.
Шар не находится в седле
Положение при обратном движении.
Шар не находится в седле
Рис. 4. Приводимый в действие давлением запорный шаровой узел
Втулка
сдвинута,
отверстия
закрыты
Спуск
Испытание пакера
Гравийная набивка
Шар сброшен,
перекрыта и
сдвинута втулка
Изменение направления
на обратное
Втулка сдвинута,
провидится
[кислотная]
обработка
Рис. 5. Приведение в действие клапана изменения направления потока; путь движения жидкости изменяется, что переводит инструмент
в режим [кислотной] обработки
ранее установленной величиной
сдвига. После сдвига внутренний
шар размещается в седле, перекрывая путь в кольцевое пространство
во время обратной циркуляции.
После успешного изменения направления движения потока на обратное и до проведения кислотной
обработки РАВС приподнимают
выше пакера и под действием давления в кольцевом пространстве
седло шара сдвигается. Это вновь
открывает путь в кольцевое пространство.
Втулка изменения направления потока изображена в рабочем положении (рис. 5), при этом
54
также показаны соответствующие
пути движения потока. Чтобы
перевести инструмент в режим
(кислотной) обработки, с поверхности сбрасывается второй шар,
который перекрывает конусное
седло втулки и сдвигает его вниз,
изменяя направление потока в инструменте. По существу, как только втулка приводится в действие,
путь движения жидкости из спусковой колонны изменяется внизу
промывочной колонны на обратный по сравнению с движением
в обсадной колонне. Это переводит рабочий инструмент в режим
(кислотной) обработки.
Гидростатический регулирующий клапан. Одним из завершающих инструментов (не задействованным в рассматриваемом случае,
но чаще всего положительно влияющим на процесс размещения
кислоты) является гидростатический регулирующий клапан (hydrostatic control valve – HCV). Он
представляет собой забойный регулятор давления, поддерживающий
гидростатический столб жидкости
в спусковой колонне тогда, когда
забойное давление падает по мере
того как начинается процесс вызова притока. Он дает возможность
регулировать размещение кисло-
№1 январь • 2010
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ты в определенном объеме путем
остановки операции нагнетания;
в это момент клапан закрывается
и прекращает закачку жидкостей.
В состав инструмента также включен стопорный клапан, который
закрывает обратное поступление
жидкости из пласта в скважину после ее возбуждения. Это особенно
удобно тогда, когда жидкость для
обработки легче жидкости для заканчивания скважины. HCV сбрасывают с поверхности и размещают в специальном приемном гнезде
спусковой колонны выше пакера
гравийной набивки.
ПОДДЕРЖАНИЕ ДАВЛЕНИЯ
Поддержание избыточного гидростатического давления жидкости в пласте имеет принципиальное
значение для сохранения устойчивости стенок ствола и проведения
успешной операции установки
гравийной набивки. Исчезновение
избыточного гидростатического
давления даже на несколько секунд может привести к отслоению
глинистой корки, дополнительному поглощению жидкости пластом
и/или обрушению необсаженного
ствола.
Рассмотрим основной метод,
применяемый для поддержания
постоянного гидростатического
давления на пласт до установки на
место гравийной набивки и служащий в качестве обеспечения устойчивости пласта.
При спуске секции гравийной
набивки в скважину возникает сообщение с пластом из затрубного
пространства за обсадной колонной выше пакера (вокруг неустановленного пакера) и спусковой
колонны с пластом через колонну и
за пределами башмака с обратным
клапаном либо нижней части промывочной колонны.
Как только установочный шар
пакера садится в седло, возникает сообщение с пластом из кольцевого пространства за обсадной
колонной выше пакера (вокруг
неустановленного пакера). После
перемещения шара к конусному
шару и сдвига вниз конусного седла возникает сообщение с пластом
из затрубного пространства за обсадной колонной выше пакера во-
круг неустановленного пакера и
затрубного пространства за обсадной колонной выше пакера через
коммуникационное отверстие и через микрокольцевое пространство
переходника.
После установки пакера возникает сообщение с пластом из кольцевого пространства за обсадной
колонной выше пакера через коммуникационное отверстие и внизу
через микрокольцевое пространство переходника. После небольшого подъема рабочего инструмента до следующего положения
устанавливается сообщение с пластом из кольцевого пространства
за обсадной колонной выше пакера
через коммуникационное отверстие и внизу через микрокольцевое пространство переходника, а
также внизу спусковой колонны,
за пределами переходника и закрывающей втулки.
После небольшого подъема испытательного инструмента пакера
для приведения в действие шарового седла инструмента устанавливается связь с пластом внизу
спусковой колонны, за пределами переходника и закрывающей
втулки. После сдвига испытательного инструмента пакера устанавливается связь с пластом внизу
спусковой колонны, за пределами
переходника и внизу кольцевого
пространства за обсадной колонной выше пакера через коммуникационное отверстие и внизу через
микрокольцевое пространство и
через фильтр.
Суть сводится к тому, что устанавливается сообщение из кольцевого пространства с пластом
вокруг пакера до его установки и
из кольцевого пространства через
коммуникационное отверстие и
внизу через микрокольцевое пространство для установки пакера.
В это время, сообщение с пластом
внизу спусковой колонны вновь открывается, поскольку переходник
переместится поперек отверстий
закрывающей втулки.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ
ВЫПОЛНЯЕМЫХ ОПЕРАЦИЙ
Установлена следующая стандартная последовательность выполняемых операций при установке
№1 • январь 2010
гравийной набивки в необсаженном стволе за один рейс. Во-первых,
бурение и обсаживание ствола производят с использованием бурового
раствора на углеводородной основе
(oil-based mud – OBM). Далее проводят циркуляцию и смену ОВМ на
не содержащий твердых частиц
буровой раствор на водной основе
(water-based mud – WBM), за которым следуют мыла и химические
реагенты. WBM будет применяться
в качестве жидкости для вскрытия
пласта (drill-in fluid – DIF). При
промывках с целью очистки ствола и извлечения обломков породы,
твердых отложений и эмульсий на
стенках обсадной колонны спускают долото и скребок с щетками.
Затем осуществляют бурение открытой части ствола с использованием жидкости на водной основе
для вскрытия пласта (water-based
drill-in fluid – WBDIF).
После достижения проектной
глубины и получения подтверждения, что циркуляция в скважине
достаточна для выноса шлама на
поверхность, рекомендуется остановить насосы и выполнить частичный подъем бурильной колонны
от проектной глубины до башмака обсадной колонны и обратный
спуск до проектной глубины. Это
производится для того, чтобы проверить целостность необсаженного
ствола и убедиться в том, что ствол
не обваливаться. Рекомендуется
выполнить отдельный рейс бурового расширителя для проверки целостности необсаженного ствола.
Иногда выполняется только один
контрольный рейс с привлечением
КНБК. После спуска бурового расширителя и выполнения контрольного рейса до проектной глубины
в скважину закачивают не содержащей твердых частиц WBDIF
(в количестве двух объемов необсаженной части ствола) и оставляют
его в стволе.
Приподнимают колонну примерно на 30 м выше башмака обсадной колонны и промывают обсадную колонну порциями жидкости,
за которыми следует солевой раствор для заканчивания скважины.
Поднимают колонну из скважины
(обратите внимание: в это время
единственными твердыми частица55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
ми в скважине являются частицы в
тонком слое на стенках необсаженного ствола). Спускают в скважину
комплект гравийной набивки. Используют промывочную колонну с
наружным диаметром 80 % и более
от внутреннего диаметра фильтра.
Размещают конец комплекта вблизи конечной глубины, сверяя ее с
данными измерений бурильной колонны. Измеряют, регистрируют и
записывают 10-минутную скорость
поглощения жидкости в брл/ч.
Монтируют нагнетательные линии и опрессовывают при давлении
17,2 МПа. Не содержащую твердых
частиц DIF вытесняют жидкостью
для заканчивания скважины нагнетанием ее в спусковую колонну в
количестве не менее одного объема
необсаженного ствола с темпом
0,16–0,32 м3/мин. Не превышают
давления трения 6,9 МПа (его замерили перед спуском фильтра в необсаженный ствол). Приступают к
измерению мутности через каждые
3,2 м3 поступившей из скважины
жидкости после подъема бурового шлама с забоя на поверхность.
Продолжают циркуляцию до тех
пор, пока возврат жидкости постоянно не будет превышать 20 NTU.
Записывают объем поглощенной
жидкости через каждые 3,2 м3 закачанной жидкости.
Сбрасывают установочный шар
пакера и выжидают некоторое
время. Монтируют линии насоса
и опрессовывают их при давлении
34,5 МПа. Начинают закачку и продолжают до тех пор, пока шар не
достигнет седла. Создают давление
примерно 3,4 МПа. Шар сдвигает
перекрывающую втулку и движется к конусному седлу шара.
Создают давление 10,3 МПа,
что обеспечивает качественную
посадку шара в конусное седло.
Держат давление в течение 3 мин,
затем снижают, дают натяжку на
4,5 т выше необходимой величины,
чтобы убедиться в том, что пакер
начинает устанавливаться. Разгружают колонну на 2,7 т и в течение
3 мин опрессовывают при давлении
13,8 МПа. Ступенями поднимают
давление до 17,2–20,7 и затем до
24,1 МПа снижают давление.
Вращают колонну вправо с
нейтральной нагрузкой в месте
56
установки пакера чтобы освободить трапецеидальную резьбу
спускового инструмента (менее
12 оборотов в месте установки
пакера). Дают натяжку, чтобы
привести в действие пакерноиспытательный узел. В результате
шар узла размещается в седле, что
перекрывает сообщение из межкольцевого пространства между
насосно-компрессорной и обсадной колоннами с пластом.
Переходят в положение циркуляции и испытывают пакер при
давлении в кольцевом пространстве путем закрытия противовыбросового превентора. После
успешной проверки пакера продолжают повышать давление для
того, чтобы сдвинуть пакерноиспытательный узел. В результате
промывочная колонна сообщается
с кольцевым пространством за обсадной колонной.
Переводят рабочий инструмент
обратно в положение циркуляции
и проводят промывку с расходом
0,08; 0,16; 0,32; 0,48; 0,64; 0,80; 0,96
и 1,12 м3/мин (в зависимости от
расчета) путем нагнетания жидкости в бурильную колонну и далее
вверх в кольцевое пространство.
Запрещается проводить промывку с градиентом выше градиента
давления гидроразрыва пласта.
Насосами нагнетают гравийную
набивку в горизонтальный ствол
согласно программе. После окончания обработки гравийной набивки
излишний раствор вытесняют в обратном направлении из бурильной
колонны. Поднимают бурильную
колонну и рабочий инструмент из
скважины, закрывая противопоглощающее устройство.
ВЫВОДЫ
Имеющееся в настоящее время
техническое решение в виде нового инструмента дало возможность
успешно проводить операции по
установке гравийной набивки и
проведению кислотной обработки за один рейс в скважине. Такая
возможность позволяет компанииоператору получать значительную
экономию при заканчивании скважин с необсаженным стволом, в
том числе в операциях после обработки гравийной набивки.
Система STGPT может обеспечить заканчивание скважины
в случае, когда установку гравийной набивки и проведение кислотной обработки можно выполнить
за один рейс. При этом снижается
поглощение жидкости пластом, не
требуется установки противопоглощающего устройства в седле,
обеспечивается возможность работы этого устройства до и после
размещения кислоты в пласте,
возрастает безопасность, оптимизируется контроль над скважиной
и смягчается вредное воздействие
на пласт.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Marple, B., Griffith, F. and D. Oneral, «Successful
completions in the Gulf of Mexico using the single
trip perf-pack tool system», OTC 8583 presented
at the 1998 Offshore Technology Conference,
Houston, May 4, 1998.
2. Oneal, D. S., «Texaco single trip case histories»,
Halliburton Energy Services, Inc, Lafayette,
Louisiana, June 18, 1997.
3. Grigsby, T., «Single-trip advanced completion
systems», Halliburton Energy Services, Inc,
Lafayette, Louisiana, June 18, 1997.
4. Jones, R., «Single trip perforating/gravel pack
system reduces formation damage in offshore Gulf
of Mexico wells: Case histories and guidelines
for candidate selection», SPE 54285 presented at
the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and
Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 20-22, 1999.
5. Jannise, R. C. and W. J. Edwards, «Innovative
method for predicting downhole pressure during
frac-pack pumping operations facilitates more
successful completions», SPE 109837 presented at
the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and
Exhibition, Jakarta, Indonesia, Nov. 1 - Oct. 30,
2007.
Jay Shivers (Дж. Шиверс) работал в отрасли в
течение четырех лет до зачисления в Техасский
A&M университет, где он в 1991 г. получил степень бакалавра по технологии добычи нефти. С
2001 г. работает в Shell, сначала в глубоководном
проекте разработки NaKika в Мексиканском заливе инженером по заканчиванию скважин, а
затем последние 5,5 лет старшим инженером
по заканчиванию скважин в глубоководном
проекте Бонга в Лагосе, Нигерия.До прихода в
Shell работал в Naker Corp., Coastal Oil and Gas/
El Paso Corp. и New Tech Engineering.
Tom Roane (Т. Роан), международный советник
по борьбе с песком в Halliburton. Получил диплом инженера в Техасском технологическом
университете. Работает в компании с 1975 г. и
занимал различные должности. Основной опыт
связан с техническими и эксплуатационными
особенностями скважинного оборудования для
заканчивания.
Kevin Serrette (К. Серретт), технический советник по борьбе с песком/заканчиванию скважин
в Halliburton. Получил степень по технологии
добычи нефти в Университете Юго-Западной
Луизианы. Работает в компании с 1978 г. и занимал различные должности.
№1 январь • 2010
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
58
Размер файла
1 903 Кб
Теги
проведения, система, кислотно, 8883, гравийной, обработка, установке, набивки
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа