Коллеги, подскажите, есть ли на сегоднящний день какие-либо технологии/методики/инструменты ремонта скважины без ее глушения? Типа ремонт под давлением. Беспокоит, что существенно снижается продуктивность скважины после kill well. Что-то краем уха слышал про некие клапаны, которые позволяют отсечь влияние ЖГ на коллектор, а также превенторы, позволяющие ремонтировать под давлением (но, полагаю, стоимость их запредельна для наших дебетов), в общем конкретики гуглится очень мало.
Речь идет о нефтяных скважинах с низким дебитом. Из последних примеров - горизонталка, 300м, терригенный water-wet коллектор 7-8% поро, 10-30мД перм, открытый ствол, TVD 2050м, ЖГ 1,12г/см3 (пластовая вода + модификатор-ПАВ), дебит до глушения 21 м3/сут, после глушения - 17 м3/сут, через почти 4 недели с трудом вышли на 19м3/сут, нефть, вода =0%.
Я так понял под ремонтом Вы понимаете только смену насосного оборудования, остальные работы по ремонту в том числе с пластом отбрасываем.
Оборудование есть например самое простое http://www.neftepromcentr.ru/germetizator_gu.htm тут вопрос в прохождении насоса и кабеля хотя есть и такое.
Лучше конечно получить разрешение в Ростехнадзоре, согласовать обвязку в противофонтанной службе и не глушить по возможности если скважина не фонтанирует. Или поработать с жидкостями глушения (подбор её оптимальных параметров, работа на равновесии, например ЖГ на углеводородной основе, пенные жидкости глушения, ВУС -вязкие составы которые перекрывают зону пласта, а потом распадаются со временем, пакеры отсекатели, которые при определённом давлении открывают проход к пласту и т.д.) Если конечно причина именно в глушении по сути ведь это получается что пласт задавили, может усилить контроль за глушением (например не глушить в затруб, глушить порциями методом отстоя и по мере закачки объёмов ЖГ вести контроль за скважиной и т.д.)
У НПФ Пакер есть клапан-отсекатель 1ПРОК-КЗП, но это только под смену ГНО.
Динамический уровень до и после ремонта? Когда последний раз замеряли скважину и отбивали динамический уровень до ремонта? Возможно остановочные параметры не коректны?
Если проблема в снижении продуктивности после глушения, то не обязательно отказываться от него в принципе, можно попробовать улучшить метод глушения. Например, посмотреть на размер частиц в kill pill. Насколько я понимаю, они должны быть не слишком мелкие и не слишком крупные. Вроде как есть гели не содержащие твёрдых частиц вобще, в отличии от того же карбоната кальция.
Шлюмы говорят, что их CoilFlate пакер позволят обойтись без well kill, но для скважины с ЭЦН такой метод не подойдёт.
Динамический уровень замеряется (-лся) 2-4 раза в неделю как до, так и после ремонта, уровень стабилен 1450м +-50м.
Сейчас на этой скважине ШГН, до ремонта был винтовой (шнековый) насос.
А зачем глушить скважину, которая не фонтанирует? Правила безопасности требуют?
CoilFlate пакер спускается через НКТ, поэтому этот метод не пременим к скважинам с любыми насосами.
возможный теоретически вариант.
спустить нкт и пакер, под пакером хвостовик с обратным клапаном. над пакером циркуляционный клапан. шгн спускается на штангах.
в случае отказа насоса глушение скважины проводится путем закачки жидкости в затруб и в нкт через циркуляционный клапан. обратный клапан на хвостовике не дает жидкости глушения поступать на забой.
метод не работает, если надо менять пакер или нкт