Новое при ремонте нефтяных скважин

Особенности текущего и капитального ремонта нефтяных скважин

Длительная эксплуатация нефтяных или газовых скважин приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте может потребоваться замена НКТ или спуско-подъемного оборудования, прочистка обвалившихся элементов ствола, промывка и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин. В первом случае они проводятся в плановом порядке: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования, устранение серьезных неисправностей, углубление или расширение ствола, а также вторичное бурение.

Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам, провести исследование ствола и забоя, а также прилегающих пластов на предмет давления, наличия инородных предметов, воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности, а также природоохранные нормативы.

Особенности ремонта

Подготовительный этап перед текущим или капитальным ремонтом скважины должен включать в себя работы, которые обеспечивают безопасность дальнейших действий и позволяют без помех провести последующую прочистку или замену агрегатов. Прежде всего при необходимости скважина должна быть заглушена, а затем на объект перемещается бригада по обслуживанию и ремонту вместе с оборудованием. Среди работ на подготовительном этапе перед текущим или капитальным ремонтом выделяют следующие действия:

• Сбор документации: схемы строительства скважины, схемы оборудования, параметров извлекаемого вещества, особенности эксплуатации и т.д.
• Проверка и восстановление функциональности подъемного оборудования; если его потребуется заменить, чаще всего нужно демонтировать его. Тем не менее, несложные поломки или очистка производится непосредственно на месте.
• Подбор инструментов, который осуществляется, исходя из параметров конкретной скважины, типа предстоящих ремонтных работ, конструкцией НКТ.
• Промывка ствола, перед чем необходимо установить, что газ и нефть не выделяются в процессе; демонтаж оборудования, расположенного в устье.
• Визуальная проверка состояния труб, установка колец в местах соединений. Спуск и поднятие труб осуществляется плавно, чтобы конструкция не была повреждена; извлеченные трубы укладываются на специально оборудованные стеллажи.

Если труба сделана из различных труб, соединенных между собой последовательно, то требуется зафиксировать показатели их длины и записать. Соединение производится посредством патрубков, которые были изготовлены для трубы в заводских условиях.

Текущий ремонт

В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе, разрушение ствола, обводнение, засорение и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов напрямую зависит от параметров эксплуатации, и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти, проводит профилактические работы регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий:

• Очистка от песчаных засоров при помощи промывания, механическим путем или специальной желонкой.
• Замена отдельных элементов насоса или всей насосной станции.
• Устранение неисправностей труб, а также их замена.
• Замена вышедших из строя штанг и опор.
• Изменения в параметрах опускания НКТ.
• Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря.

Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария, вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно и вне графика, поэтому здесь необходима экстренная помощь специалистов.

Капитальный ремонт скважин

К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

• Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.
• Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.
• Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.
• Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.
• Ловильные работы.
• Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования обрываются и падают вниз; это не только приводит к повреждению ствола, но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины.

• Глушение скважины перед капитальными ремонтными работами.
• Спуск специального диагностического оборудования (печать), с помощью которого устанавливается характер обрыва и расположение неисправных элементов.
• Подбор приспособления, которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование, крюки, колокола, овершоты или приспособления типа «паук».
• С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины, осуществляется захват элемента, который был оторван. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника.
• Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания в стволе или сложности захвата), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать.

Разновидности ремонтных работ и современные методики

Подобные методы не могут целиком заменить применение НКТ, однако они уменьшают стоимость ремонта в ряде случаев. Их применение позволяет существенно облегчить процесс ремонта, а также снизить затраты по времени на него. Оптимально использование канатного и кабельного оборудования в сочетании с традиционными методами ремонта скважин.

Источник

Новая технология ремонтных работ на скважинах

Традиционным методом ремонта скважин является ремонт с использованием насосно-компрессорных труб. В последнее время разработаны и нашли промышленное применение новые технологические приемы и технические средства ремонта.

1. Канатный метод.

2. Метод с использованием кабель-троса.

3. Метод сиспользованием гибких труб.

4. Шлангоканатный метод.

5. Шлангокабельный метод.

Канатный метод основан на использовании каната для спуска на забой скважины или к месту изоляции специальных желонок-контейнеров с различными тампонирующими материалами, химическими реагентами, а также для ведения взрывных работ, связанных с торпедированием, установкой так называемых взрывных пакеров, стреляющих тампонажных снарядов, а также доставки на забой различных механических желонок, для срабатывания которых необходима их опора на забой. Канатный метод работ не исчерпывает всех видов работ, необходимость в которых возникает при капитальном ремонте скважин. Поэтому его использование только частично упрощает и удешевляет ремонт.

Кабель-трос — это тот же канат, в который вмонтирован электрический кабель, для передачи спускаемому контейнеру электрических сигналов для управления его работой. Например, открытие клапана или подрыв взрывчатого вещества, выбрасывающего тампонирующее вещество. Кабель-трос также предназначен для спуска в скважину контейнеров с различными материалами массой до 200 кг.

Канатные и кабель-канатные операции производятся в заглушённой скважине с помощью лебедки, смонтированной на автомобильном шасси (аналогичной геофизической каротажной станции). Кроме того, существует агрегат на шасси автомобиля КрАЗ-255 с лебедкой, имеющей тяговое усилие на барабане в 15 кН. На шасси смонтированы бункер на 1,5 т цемента, смесительное устройство, дозировочный шнек, емкость для воды на 1 м 3 и насос для перекачки жидкости на давление до 1,0 МПа. На шасси агрегата укладываются 15 секций контейнеров диаметром 98 мм и длиной по 4 м. Все механизмы агрегата имеют привод от двигателя автомобиля.

Метод проведения ремонтных работ с использованием гибких труб заключается в том, что с большого барабана диаметром в несколько метров сматываются трубы и опускаются в скважину через специальное выпрямительное устройство, монтируемое на устье. Гибкие трубы диаметром до 25 мм изготавливаются из специальной гибкой стали и наматываются на барабан, устанавливаемый на трайлере.

На устье скважины устанавливается специальный механизм, принудительно заталкивающий трубы в скважину при одновременном их распрямлении. Скорость спуска и подъема труб 0,5 м/с. Это существенно упрощает спуско-подъемные операции, заменяя их непрерывным наматыванием или разматыванием сплошной гибкой колонны трубы. Спущенные в скважину трубы могут использоваться для закачки жидкостей с малыми расходами, как, например, кислотных растворов, промывки скважины от глинистого раствора, закачки газа или воздуха, промывки песчаных пробок и при гидроразрыве пласта, а также для привода маломощного турбобура. Такие трубы могут спускаться через насосно-компрессорные трубы в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах без их подъема. Это особенно важно, если башмак спущенных НК.Т оборудован пакером.

Метод ремонта скважин, основанный на использовании шлангоканата, аналогичен предыдущему, но вместо гибких стальных труб в данном случае используется гибкий шланг со стальной оплеткой, придающий шлангу необходимую прочность на разрыв от действия силы тяжести внутреннего и внешнего давлений. В настоящее время уже созданы конструкции шлангоканата с диаметром до 60 мм с разрывной нагрузкой до 350 кН, рассчитанные на внутреннее рабочее давление до 20 МПа.

Шлангоканат наматывается на барабан лебедки необходимой емкости, причем внутренний его конец имеет внешний вывод, через который возможна прокачка жидкости даже в процессе вращения барабана. Шлангоканат подается к устью и заталкивается в скважину цепным тяговым агрегатом, называемым рольгангом. На спускаемом конце шлангокабеля может быть укреплен гидравлический забойный двигатель-турбобур для разбуривания цементных стаканов, песчаных пробок и других операций. Через шлангоканат прокачивается та или иная технологическая жидкость в зависимости от вида ремонтных работ на скважине, например, кислотный раствор, ПАВ или цементный раствор.

В стальную оплетку шлангоканата может быть вмонтирован один или несколько изолированных токонесущих проводов для передачи электрических сигналов забойным аппаратом или приема от них сигналов на поверхности. Такой шлангоканат становится шлангокабелем, который расширяет возможности его использования при ремонте скважины. Использование шлангокабеля в результате исключения операций по свинчиванию и развинчиванию труб во много раз сокращает время на спуско-подъемные операции, избавляет обслуживающий персонал от тяжелого физического труда и обеспечивает большую безопасность работ по ремонту.

Ликвидация скважин

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие.

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной.

2. Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и невозможности ее использования для других целей (углубление, возврат или использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод).

3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.

4. Нахождение скважины в районе предполагаемой застройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).

Неликвидированные скважины могут быть причиной внутри-пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопустимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в соответствии с существующими положениями и согласуются с органами государственного горно-технического надзора. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола.

Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 х 1 х 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.

Основная литература 2 [стр. 177-185].

1. Какие приспособления относятся к защитным.

2. Как производится проверка, очистка и замена защитных приспособлений.

3. Чем осложняются ремонтные работы на морских скважинах.

4. Какие новые технологии ремонтных работ Вы знаете.

5. В каких случаях производится ликвидация скважин.

Источник

Новая жидкость для заканчивания и ремонта скважин, обеспечивающая полное сохранение дебитов и плановые сроки выхода скважин на доремонтный режим эксплуатации

Практика эксплуатации нефтяных и газовых месторождений показывает существование целого ряда проблем, связанных с качеством глу-шения при заканчивании и ремонте скважин. Основной проблемой являет-ся то, что после глушения солевыми растворами освоение скважины часто сопровождается длительным выводом на режим. Кроме того, некачествен-ное глушение скважин приводит к повторным глушениям, требующим до-полнительных простоев ремонтных бригад. По данным ОАО «Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача» на месторождениях Западной Сибири среднее время освоения после ремонта скважин, заглушенных водным солевым раствором, составляет от 1 до 5 суток, а время выхода их на режим работы, предшествующий ремонту, достигает 40 — 50 суток. При этом общий недобор нефти за период освое-ния и выхода скважины на режим составляет около 400 — 600 тонн на одну скважино-операцию по ремонту. Для низкопроницаемых пластов показа-тели добычи, предшествующие ремонту, иногда не достигаются даже по-сле длительной эксплуатации. Основными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения (ЖГ), являются успешное глушение скважин, минимизация потерь време-ни при выводе на режим и сохранение фильтрационных свойств пласта-коллектора. С физико-химической точки зрения идеальная жидкость глу-шения должна отвечать условиям пласта по термостабильности, обладать реологическими свойствами, предотвращающими ее проникновение в мат-рицу продуктивных пород под действием столба основной ЖГ. Очевидно, что с позиции сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, применение для глушения и вторичного вскрытия товарной нефти является наилучшим вариантом. Однако нефть не отвечает вышеуказанным требо-ваниям, поскольку имеет низкую плотность, и в случае совместного ее применения с водными системами происходит гравитационное замещение, сопровождающееся проникновением в зону перфорации водного раствора и снижением фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. С целью решения вышеуказанных проблем и выполнения обозна-ченных условий глушения скважин в ОАО «НПО «БУРЕНИЕ» разработана и внедрена универсальная технологическая жидкость VIP (viscosifier petroleum). Универсальная технологическая жидкость VIP (УТЖ VIP) вы-пускается согласно ТУ 2458-243-00147001-2002 и представляет собой псевдопластичную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобразного вида, основой которой является товарная нефть или стабильный газовый конденсат. Основные физико-химические свойст-ва УТЖ VIP представлены в таблице 1. Преимуществами данной системы являются: — возможность регулирования плотности жидкости на основе нефти в широком диапазоне; — полное сохранение дебитов скважин после ремонта; — обеспечение исключительного блокирующего эффекта (отсутствие фильтрации в пласт); — легкость приготовления (система может приготавливаться как в ста-ционарных условиях, так и непосредственно на скважине); — возможность применения в скважинах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами в условиях АНПД; — сохранение стабильности при пластовой температуре до 120 С.

Таблица 1. Физико-химические свойства системы УТЖ VIP

Основным отличием универсальной технологической жидкости VIP от применяемых в настоящее время технологических жидкостей (эмуль-сий, рассолов, загущенных систем на полисахаридной основе и др.) явля-ется создание высокого блокирующего эффекта за счет значительного уве-личения эффективной вязкости в забойных условиях (до 3200мПа с) (рис.1), что исключает его инфильтрацию и обеспечивает полное сохране-ние коллекторских свойств продуктивного пласта вне зависимости от гео-лого-технических условий в скважине, в том числе при АНПД и высокой проницаемости пласта.

Другой важной особенностью предлагаемого углеводородного со-става является возможность увеличения удельного веса до 1,2г/см3, что по-зволяет использовать его в малых объемах (2 — 4 м3) для заполнения, на-пример, только зоны продуктивного пласта. Выше интервала перфорации в скважине находится любая технологическая жидкость меньшей плотности, при этом исключается всплытие УТЖ VIP и перемешивание жидкостей. Универсальная технологическая жидкость VIP применяется в сле-дующих случаях: — перфорация скважин — глушение скважин — длительная консервация скважин — консервация горизонтальных участков скважин на период с момента окончания бурения до освоения — бурение горизонтальных участков скважин При участии специалистов ОАО «НПО «Бурение» успешно прове-дены работы с использованием УТЖ VIP при ремонте и заканчивании скважин в ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Славнефть — Мегионнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть» . Ниже приведены промысловые данные по использованию УТЖ VIP при выполнении различных технологических операций. Консервация горизонтальных стволов с использованием УТЖ VIP была успешно проведена на горизонтальной скважине №7у Котовского месторождения ОАО «Удмуртнефть», особенностью которой является то, что она была пробурена по уплотняющей сетке. Продуктивные пласты Котовского месторождения характеризуются сравнительно невысокими емкостными и фильтрационными свойствами. Проницаемость изменяется по пластам от 0,033мкм2 (подоло-кашир) до 0,649мкм2 (верей). Нефть имеет высокую вязкость по турнейскому объекту (65мПа с) и повышенную по остальным объектам (10,7-20,4мПа с). Нефти сернистые, парофинистые, с невысоким газонасыщением (8,3-15,7м3/т). Основная часть запасов этого месторождения связана с низкопро-дуктивными залежами каширско-подольского, верейского и турнейского возраста. Эксплуатация добывающих скважин ведется механизированным способом, при этом чаще всего в горизонтальные скважины с открытым забоем спускают УЭЦН, а в наклоно-направленные с перфорированным забоем — насосы типа ШГН. После первичного вскрытия продуктивного пласта, которое также осуществлялось при участии специалистов ОАО «НПО «Бурение», и про-ведения окончательного каротажа на скважине №7у было произведено свабирование, в результате чего она работала самоизливом. После предва-рительной оценки потенциальной производительности скважины перед спуском насосного оборудования, а также на время ее обустройства и под-вода коммуникаций, необходимо было произвести щадящее глушение продуктивного пласта для того, чтобы сохранить потенциальную произво-дительность и сократить время вывода скважины на режим. Глушение скважины было проведено в два этапа. На первом этапе произвели промывку ствола скважины на солевой раствор удельным весом 1,07г/см3 с добавлением ПАВ. На втором этапе в интервал открытого ство-ла и выше была закачана пачка универсальной технологической жидкости VIP в объеме 1,5м3. Это позволило избежать фильтрационно-емкостных изменений в пласте при взаимодействии с промывочной жидкостью на водной основе. УТЖ VIP была приготовлена по технологии и рецептуре НПО «Бурение» с использованием стандартного оборудования и специаль-ной техники (ЦА и ППУ). Приготовление УТЖ VIP осуществлялось на ос-нове товарной нефти Котовского месторождения. Основные технологиче-ские характеристики универсальной технологической жидкости VIP перед закачкой в скважину представлены в таблице 2.

Таблица 2. Технологические параметры универсальной технологической жидкости VIP перед закачкой в интервал открытого ствола

Удельный вес, г/см3	1,10-1,11
Условная вязкость, с	480
Пластическая вязкость, мПа.с	75
Динамическое напряжение сдвига, дПа n K, Па сn	101 0,32 2,2

После обустройства и спуска в скважину УЭЦН-30/1250 на НКТ-60мм произвели запуск насоса. При этом пласт заработал при динамиче-ском уровне 356м. Скважина была выведена на режим в течение одних су-ток с дебитом на 20% выше, чем по базовым скважинам на данной площа-ди. Текущий динамический уровень при эксплуатации на установившемся режиме не превышает 250м, а на базовых скважинах он колеблется в пре-делах 550 800м.

Перфорационные работы На Киняминском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» на сква-жинах № 162, 159, 512, 513 куста 14 и № 514, 517, 518 куста 15 по техноло-гии ОАО «НПО «Бурение» произведено вторичное вскрытие и глушение скважин с использованием УТЖ VIP. Продуктивный пласт представлен объектом ЮС-1(1) и характеризуется проницаемостью 0,03-0,05 мкм2, по-ристостью 13-18%, пластовой температурой 85 С, пластовым давлением на уровне гидростатического. Технологическая схема проведения работ на скважинах представле-на на рисунке 2. Согласно утвержденному плану работ на освоение сква-жины произвели сборку перфоратора ПНКТ-89 с зарядами ЗПКО-89АТ с плотностью 12 отв/м. Спустили перфоратор на трубах НКТ на заданную глубину. Произвели замену солевого раствора плотностью =1,08-1,12г/см3 на техническую воду плотностью =1,03 г/см3. С помощью ЦА приготови-ли УТЖ VIP со следующими параметрами: условная вязкость 295 с, плот-ность 1,10 г/см3, и через трубное пространство закачали в скважину. Для продавки использовалась техническая вода с плотностью 1,03 г/см3.

Затем выждали три часа, в течение которых в зоне перфорации из-за разности плотностей произошло замещение технической воды на углево-дородную пачку УТЖ VIP. Установили перфоратор в требуемый интервал и произвели перфорацию в углеводородной среде. После срабатывания перфоратора, обратной промывкой вымыли «шар» и часть жидкости, нахо-дящейся выше циркуляционных отверстий. Далее произвели подготови-тельные работы для свабирования, причем в течение всего времени от сра-батывания перфоратора до начала свабирования в интервале перфорации находилась углеводородная среда. После проведения гидродинамических исследований (КВУ и КВД) перед подъемом НКТ и спуском насосной установки скважины глушили с применением УТЖ VIP в следующем порядке: скважины доливали техни-ческой водой и в зону перфорации и выше на 150-200 метров закачивался раствор УТЖ VIP. На рисунке 3 представлены средние результаты применения УТЖ VIP на 14-ти скважинах Киняминского месторождения. Как видно из ри-сунка, использование УТЖ VIP вместо специально обработанного солево-го раствора позволило увеличить коэффициент продуктивности на 52%. В тех случаях, когда вторичное вскрытие велось без специальных жидкостей наблюдалось снижение коэффициента продуктивности на 13%.

Рис. 3

Глушение На скважинах № № 693 и 1080 куста 27 Мегионского месторожде-ния и № 309 куста 10 Северео-Ореховского месторождения ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз» произведено глушение с применением состава УТЖ VIP. Геолого-технические данные по скважинам представлены в таб-лице 3. В скважинах проведена кумулятивная перфорация при депрессии на пласт в среде товарной нефти. Снижение уровня производилось с помо-щью передвижной азотной установки СД9/101М. С целью сохранения продуктивности скважины при ее глушении для спуска насосной установ-ки использовалась УТЖ VIP(рис. 4а). После записи КВУ скважину долили нефтью с плотностью 0,85 г/см3 и произвели закачку УТЖ VIP в НКТ-73мм в объеме 0,5 м3, продавили товарной нефтью в объеме труб НКТ. За-тем загерметизировали устье, оставили скважину на осаждение раствора УТЖ VIP в интервал продуктивного пласта на 0,5 часа. Далее через труб-ное пространство над интервалом продуктивного пласта промыли скважи-ну «сеноманской» водой с удельным весом 1,015 г/см3. Убедившись в от-сутствии перелива, подняли НКТ и спустили насосную установку. С мо-мента закачки УТЖ VIP в интервал перфорации до момента запуска насоса в работу прошло 48 часов. На скважине №1080 Мегионского месторождения после проведения перфорационных работ в углеводородной среде был получен неперели-вающий приток нефти с дебитом с дебитом 5,4 м3/сут. Затем в скважине выполнили ГРП и с целью сохранения полученной производительности произвели щадящее глушение скважины с применением УТЖ VIP. Техно-логическая схема проведения работ представлена на рис. 4б. Во всех скважинах на период от подъема труб НКТ до спуска насос-ной установки в интервале продуктивного пласта находилась специальная жидкость УТЖ VIP, что позволило сохранить производительность сква-жин, зафиксированную до глушения.

Фактические данные по скважинам.

Рис. 4б.

Таким образом, выполненные работы позволяют сделать заключение о том, что технология глушения и вторичного вскрытия скважин с исполь-зованием в качестве забойной пачки универсальной технологической жид-кости VIP предотвращает снижение коллекторских свойств продуктивного пласта и обеспечивает: — сохранение дебитов скважин, в том числе горизонтальных; — запланированные сроки выхода скважин на режим эксплуатации; — успешное глушение скважин с высокими фильтрационными свой-ствами; — успешное глушение скважин, в которых проведен ГРП.

1. Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Пенкин А. В. «Опыт применения уни-версальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении», НТС «БУРЕНИЕ»,2003, выпуск 9 с.140-144

2. Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А., «Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК «Юкос», вестник инжинирингового центра «Юкос», №4 2002

Автор: С. А. Рябоконь, Б. А. Мартынов, А. А. Бояркин, И. Е. Александров, Я. Г. Дударов

Источник