КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН Капитальный ремонт скважин (КРС) является одним из важнейших звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не только текущие, но и конечные результаты разработки месторождения. На поздней стадии разработки КРС имеет особое значение. Сегодня порядка 30 35% всех скважин Зап. Сибири имеют возраст более 40 лет. В условиях резкого увеличения доли "тяжелых" ремонтов в последние годы усиливается специализация ремонтных бригад и освоение новых перспективных технологий капитального ремонта. Роль капитального ремонта в обеспечении плановых уровней добычи будет повышаться из года в год. Главную задачу КРС поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых скважин решает Управление КРС.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН О капитальном ремонте скважин речь заходит в тех случаях, когда обнаружены неполадки в продуктивном горизонте, призабойной зоне, повреждены конструктивные элементы скважины. Во время КРС устраняются нарушения герметичности эксплуатационной колонны, ликвидируются заколонные перетоки, заменяются отслужившие конструктивные элементы, очищается призабойная зона, осуществляется перевод скважины на новые продуктивные пласты, ликвидируются аварии внутрискважинного оборудования. Самым общим показанием к ремонту добывающей скважины является уменьшение ее дебита, а нагнетательной снижение приемистости

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 1 1 КР 1 2 КР 1 3 КР 1 4 Виды работ по капитальному ремонту скважин Технико технологические требования к сдаче Ремонтно изоляционные работы Отключение отдельных обводненных интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за эксплуатацион ной, промежуточной колоннами, кондуктором Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции. Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а). Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово геофизическими исследованиями

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 2 1 КР 2 2 КР 2 3 Виды работ по Технико технологические требования к капитальному ремонту сдаче скважин Устранение негерметичности эксплуатационной колонны Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании То же

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 3 1 КР 3 2 КР 3 3 КР 3 4 КР 3 5 КР 3 6 КР 3 7 Виды работ по Технико технологические требования к капитальному ремонту сдаче скважин Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин. Прохождение шаблона до необходимой глубины. Восстановление циркуляции (размыв парафиногидратных пробок в эксплуатационной колонне и НКТ). Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин. Нормальное гидравлическое сообщение между колоннами труб и свободный проход инструмента и оборудования. Герметичность фрезером То же колонны в интервале работ Достижение цели, оговоренной в технологическом плане Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий Достижение цели, оговорённой в технологическом плане.

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 4 1 КР 4 2 КР 5 КР 6 1 КР 6 2 КР 6 3 КР 6 4 Виды работ по Технико технологические требования к капитальному ремонту сдаче скважин Переход на другие горизонты и приобщение пластов Переход на другие горизонты Приобщение пластов Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово геофизическими исследованиями. Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров отсекателей Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. Комплекс подземных работ, связанных с бурением Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин Выполнение запланированного объема работ То же

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 6 1 КР 6 2 КР 6 3 КР 6 4 КР 6 5 КР 6 6 КР 6 7 Виды работ по Технико технологические требования к капитальному ремонту сдаче скважин Комплекс подземных работ, связанных с бурением Зарезка и бурение новых стволов в аварийных скважинах. Зарезка и бурение новых стволов в преждевременно обводнённых скважинах Зарезка нового или продолжение ствола с переходом на горизонтальный в преждевременно обводнённых или низкопродуктивных скважинах. Проводка горизонтального участка скважины с целью повышения нефтеотдачи пласта. Бурение цементного стакана. Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе. Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление работоспособности скважины вскрытием пласта дополнительным стволом с обходом аварийного участка. Выполнение запланированного объёма работ. Восстановление притока нефти в скважину из подконтрольной ей зоны пласта. Выполнение запланированного объёма работ. Проходка горизонтального ствола в пределах зоны с запасами нефти, отведённых для ВС и НС. Получение притока нефти и увеличение её дебита. Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока нефти. Выполнение запланированного объёма работ. То же.

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 7 1 КР 7 2 КР 7 3 КР 7 4 КР 7 5 КР 7 6 КР 7 7 КР 7 8 КР 7 9 КР 7 10 КР 7 11 КР 7 12 КР 7 13 КР 7 14 КР 7 15 КР 7 16 Виды работ по капитальному ремонту скважин Технико технологические требования к сдаче Обработка призабойной зоны Проведение кислотной обработки Проведение ГРП. Проведение ГПП. Виброобработка призабойной зоны. Термообработка призабойной зоны. Промывка и пропитка призабойной зоны растворами ПАВ Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т. д.) Проведение УОС Проведение КИИ 95 Вызов притока свабированием, желонкой, заменой жидкости, компрессированием. Выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин. Проведение прострелочных и взрывных работ (перфорация, торпедирование и т. д.) Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования. Прочие виды обработок призабойной зоны. Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяных скважин и увеличение приёмистости нагнетательных скв. То же. Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяных скважин и увеличение приёмистости нагнетательных скважин. Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели. То же. Выполнение запланированного объёма работ, подтверждённых промыслово геофизическими исследованиями. Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяных скважин и увеличение приёмистости нагнетательных скважин. Выполнение запланированного объёма работ. То же.

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 8 1 КР 8 2 КР 9 1 КР 9 2 КР 9 3 КР 9 4 КР 9 5 Виды работ по капитальному ремонту скважин Технико технологические требования к сдаче Исследование скважин Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах. Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)Выполнение запланированного объёма работ. Получение заключения. Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения. Перевод скважины на использование по другому назначению Освоение скважин под нагнетание Перевод скважин под отбор технической воды. Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические, контрольные. Перевод скважин под нагнетание теплоносителя, воздуха или газа. Перевод скважин в добывающие Достижение приёмистости, оговорённой в плане. Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока. Выполнение запланированного объёма работ. Получение приёмистости. Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока продукции.

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 10 1 КР 10 2 Виды работ по капитальному ремонту скважин Технико технологические требования к сдаче Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин Оснащение паро и воздухо нагнетательных скважин противопесочным оборудованием. Промывка в паро и воздухо нагнетательных скважинах песчаных пробок. КР 11 Консервация расконсервация скважин КР 12 Ликвидация скважин и Обеспечение приемистости Восстановление приемистости Выполнение работ запланированного объема

Классификатор капитальных ремонтов скважин Шифр КР 13 1 КР 13 2 Виды работ по капитальному ремонту скважин Технико технологические требования к сдаче Прочие виды работ. Подготовка скважины к ГРП. Подъем скважинного подземного оборудования. Шаблонирование и очистка эксплуатационной колонны. Геофизические исследования и повторная перфорация. Посадка, испытание пакера. после ГРП. Освоение скважины Срыв, подъем пакера, промывка забоя и ствола скважины, спуск подземного эксплуатационного оборудования.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Шифр ПНП 1 1 ПНП 1 2 ПНП 1 3 ПНП 1 4 ПНП 1 5 ПНП 1 6 ПНП 1 7 ПНП 1 8 ПНП 1 9 ПНП 1 10 ПНП 1 11 ПНП 1 12 ПНП 1 13 ПНП 2 Виды и подвиды работ Создание оторочек: Растворителя Раствора ПАВ Раствора полимеров Кислот Щелочей Горячей воды Пара Газожидкостных смесей Активного ила Газа Парогазовых смесей Мицеллярного раствора Других реагентов Иницирование и регулирование внутрипластового горения Технико технологические требования к сдаче Выполнение запланированного объема работ То же « « « Выполнение запланированного объема работ

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушевидных фрезеров. Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3- 5 мм. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

Выбор осевой нагрузки на справочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб Диаметр обсадной колонны, мм 114 127 146 168 219 245 Диаметр бурильных труб, мм 60 или 73 73 89 114 140 Осевая нагрузка, к. Н 5 10 10 20 10 40 20 50 30 50 Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

Ремонтно изоляционные работы Отключение пластов или их отдельных интервалов. Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта: производят глушение скважины; спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым); при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1, 5 2, 0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв пакер); производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; определяют приемистость вскрытого интервала пласта, если она окажется менее 0, 6 м 3/(ч М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой); выбирают тип и объем тампонажного раствора;

Ремонтно изоляционные работы приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны; при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

Исправление негерметичности цементного кольца. 1. Производят глушение скважины. 2. Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб. 3. Поднимают НКТ и скважинное оборудование. 4. Проводят комплекс геофизических и гидро динамических исследований. 5. Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого технические характеристики пласта и работу скважины: величину кривизны и кавернозности ствола скважина; глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны; температуру и пластовое давление; тип горных пород; давление гидроразрыва; дебит скважины; содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции; химический состав изолируемого флюида.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной 1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании; 2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины; Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве. Производят глушение скважины. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100- 200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой. При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Устранение негерметичности обсадной колонны Тампонирование Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования) Останавливают и глушат скважину. Проводят исследования скважины. Проводят обследование обсадной колонны. Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала. Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением. В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн. В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель. Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

Устранение негерметичности обсадной колонны Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если: замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны; зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20- 30 м ниже дефекта. При приемистости дефекта колонны более 3 м 3/(ч МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения. При приемистости 0, 5 м 3/(ч МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы. Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если: замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна; метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны; обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или эко номически нецелесообразно; по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Установка стальных пластырей Пластырь из тонкостенной трубы с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины. Предусматривается следующая последовательность операций: 1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование. 2. Устанавливают в обсадной колонне на 50 100 м выше интервала перфорации цементный мост. 3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 к. Н выше усилия, создаваемого ве сом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала. 4. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая: на устье скважины собирают дорн с продольно гофрированной трубой; дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны; соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря; приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4 5 раз; не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют; поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка. Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы: 1) установка фильтров; заполнение заколонного пространства гранули рованными материалами или отсортированным песком; термические и термохимические способы; металлизация; синтетические полимеры; песчано смолистые составы; пеноцементы. Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин Подготовительные работы. Составляют план ликвидации аварии. В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. План ликвидации аварии с учетом возмож ности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуют с противофонтанной службой и утверждают главным инженером предприятия. Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т. п. (см. приложение –аварийный инструмент) При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин Подготовительные работы. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы производят по специальному плану. Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т. п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием. При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным пространством с соблюдением специальных мер безо пасности.

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций: спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы; в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т. п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы. Присоединительная резьба Свинец Матрица d-28 мм D 10 мм

Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности. Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы. Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м. Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10 20 к. Н. Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы - внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют: 1 труболовки, колокола, L d D L метчики, овершот, D магнитные фрезеры, 2 фрезеры пауки. 3 D Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины. D D 1 L 2 d D L d 1 L L L D

Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи удочки, крючка и т. п. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия.

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот. Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50- 100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта. Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом. Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа. Метод установки цементного моста приме няют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии поглощения).

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов Метод засыпки песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10- 20 м ниже отключаемого горизонта). Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низ ком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа. При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы приемистости пласта до 2 м 3/(ч МПа) и цементный раствор и его модификации - приемистости более 2 м 3/(ч. МПа). Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по тех нологии отключения верхних пластов.

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов. Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале пер форации отключаемого горизонта. Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта. Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта. При отключении верхних горизонтов с це лью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.

Перевод скважин на использование по другому назначению Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения. Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схема ми и проектами разработки месторождений. Работы по переводу скважин для использования по другому назначению производят по плану, со ставленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием. В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы. Определение герметичности эксплуатационной колонны. Определение высоты подъема и качества цемента за колонной.

Перевод скважин на использование по другому назначению Определение наличия заколонных перетоков. Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб. Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД. Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами. Излив в коллектор жидкости глушения скважины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины. Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

Перевод скважин на использование по другому назначению Освоение скважины осуществляют в следующем порядке: В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН. Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта. Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости. При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велось закачивание воды. На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.

Зарезка новых стволов Подготовительные работы. Производят обследование обсадной колонны свинцовой печатью, диаметр которой должен быть на 10 12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Спускают и проверяют проходимость шаблона для установления возможности спуска отклонителя. Диаметр шаблона Dш и длину шаблона Lш определяют следующим образом: Dш = Dо + 10. . . 12 мм; Lш = Lо + 300. . . 400 мм, где Dо - наибольший диаметр отклонителя, мм; Lо - длина отклонителя, мм. Производят отбивку муфт с помощью локатора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания «окна» и установки цементного моста.

Зарезка новых стволов Подготовительные работы. Производят отбивку муфт с помощью локатора муфт (ЛМ) для выбора интервалов вырезания «окна» и установки цементного моста. Устанавливают цементный мост высотой 5- 6 м из условия расположения его верхней части на 0, 5- 1, 0 м выше муфтового соединения. Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и производят повторное шаблонирование обсадной колонны до глубины установки цементного моста. Проверяют герметичность обсадной колон ны при давлении, в 1, 5 раза превышающем расчетное с учетом износа труб. Спускают на бурильных трубах отклонитель со скоростью не более 0, 2 м/с. Соединение бурильных труб с отклонителем осуществляют с помощью спус кного клина. Спускотклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора массы (2 3 деления). При осевой нагрузке 30- 40 к. Н срезают нижнюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 к. Н срезают верхние болты, освобождают и поднимают спускной клин.

Зарезка новых стволов Технология прорезания «окна» в обсадной колонне. Спускают на бурильных трубах райбер, армированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10- 15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна» . Производят прорезание колонны при вращении бурильного инструмента со скоростью 45 80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. Производительность насосов при этом должна быть не менее 10 л/с. В процессе райбирования величину осевой нагрузки сле дует постепенно увеличивать от 5 к. Н, в период приработки райбера, до 50 к. Н, при вскрытии «окна» , а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьшают до 10 20 к. Н.

Зарезка новых стволов Технология прорезания «окна» в обсадной колонне. Оптимальную осевую нагрузку при вырезании «окна» выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна составлять 2 к. Н на каждые 100 мм диаметра райбера. О полном вскрытии «окна» в обсадной колонне судят по показаниям индикатора массы и манометра, установленного на манифольдной линии (давление резко повышается). Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы. Дальнейшее бурение производят

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Подготовительные работы к капитальному ремонту скважин.

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. Ремонтно-изоляционные работы. Устранение негерметичности обсадной колонны. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. Ремонт скважин, оборудованных Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин на использование по другому назначению. Зарезка новых стволов. Работы по интенсификации добычи нефти. Кислотные обработки. Гидроразрыв пластов. Консервация и расконсервация скважин. Ликвидация скважин. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли насосно-компрессорных труб, насосных штанг и посторонних предметов: метчики, колокола, труболовки, овершоты, комбинированные ловители, пауки и др. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения. Извлечение прихваченных труб с помощью гидравлического домкрата.

Установка цементных мостов и испытание их на герметичность. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Единицами ремонтных работ различного назначения являются:

капитальный ремонт скважины;

текущий ремонт скважины;

скважино -операция по повышению нефтеотдачи пластов.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино -смолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой ТРС.

Скважино -операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Если после окончания работ скважина не отработала 48 ч гарантированного срока или не вышла на установленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино -операции.

Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

с помощью специально спускаемой колонны труб;

путем закачивания по НКТ или межтрубному пространству;

на кабеле или на канате.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

К капитальным ремонтам скважин и работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся работы, представленные в табл. 3 и 4

Классификатор капитальных ремонтов скважин

	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
КР 1 Ремонтно-изоляционные работы
	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором	Снижение обводненности продукции. Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а). Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями
КР 2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
	Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра	Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании
КР 3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
	Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером Достижение цели, оговоренной в технологическом плане Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий
КР 4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов
	Переход на другие горизонты Приобщение пластов	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока. Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти
	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей	Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды.
КР 6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением
	Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР 7 Обработка призабойной зоны
	Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП Виброобработка призабойной зоны Термообработка призабойной зоны Промывка призабойной зоны растворителям Промывка призабойной зоны растворителям ПАВ Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) Прочие виды обработки призабойной зоны Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов	Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Выполнение запланированного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин
КР 8 Исследование скважин
	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)	Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения
КР 9 Перевод скважины на использование по другому назначению
	Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха	Достижение приемистости, оговоренной в плане Выполнение запланированного объема работ. Получение притока Выполнение запланированного объема работ Обеспечение приемистости
КР 10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием Промывка в паро-и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок	Обеспечение приемистости Восстановление приемистости
	Консервация и расконсервация скважин	Выполнение запланированного объема работ
	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объема работ

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушевидных фрезеров.

Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3--5 мм.

Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 .Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4).

Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности.

Таблица - Выбор осевой нагрузки на справочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб

Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

Ремонтно-изоляционные работы

Изоляция пластов или их отдельных интервалов.

Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

производят глушение скважины;

спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым);

при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер);

производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером;

определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/(ч * М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

выбирают тип и объем тампонажного раствора;

приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.

Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

Исправление негерметичности цементного кольца.

Производят глушение скважины

Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

Поднимают НКТ и скважинное оборудование

Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;

температуру и пластовое давление;

тип горных пород;

давление гидроразрыва;

дебит скважины;

химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и определяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Время начала запустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности технологического процесса.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв -пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что 1 м верхней части фильтра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв -пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта:

при приемистости 1.5 м3/(ч МПа) - на 20 м выше спецотверстий;

при приемистости менее 1,5 м3/ (ч * МПа) -- на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

при приемистости скважины до 2 мз/(ч*МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

при приемистости более 2 м3/(ч * МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфорационные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0--1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50--100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;

Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100--200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполнителями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вторую -- обратным.

В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, производят дальнейшие работы по ликвидации негерметичности с применением стальных гофрированных пластырей.

Устранение негерметичности обсадной колонны

Тампонирование

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

Проводят исследования скважины.

Проводят обследование обсадной колонны.

Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5--10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20--30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч * МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

При приемистости 0,5 м3/(ч * МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;

метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;

обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;

по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;

качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.

Установка стальных пластырей

В современной отечественной и зарубежной нефтедобывающей отрасли одним из эффективных методов ремонта скважин является установка стальных гофрированных пластырей на дефект обсадных колонн с использованием специальных транспортных устройств.

В отечественной практике известны устройства типа ДОРН - 1, ДОРН - 2, которые обеспечивают транспортировку и установку стальных пластырей на дефект в обсадных колоннах. В настоящее время создано и испытано устройство ДОРН - 3М, которое имеет принципиальное отличие от предыдущих конструкций. Установка стального пластыря производится по схеме сверху вниз. Это отличие позволяет следующее:

исключить попадание твердых частиц между колонной и пластырем в процессе установки, следовательно повышается коэффициент успешности ремонта.

Использовать пластыри с нулевыми и отрицательными периметрами.

Устанавливать пластырь без осевых (растягивающих) нагрузок на инструмент

Не применять левые переводники

Работать с минимально необходимым давлением жидкости в системе, а значит, и минимальной радиальной нагрузкой на дорнирующую головку при проходах ее в пластыре, что обеспечивает благоприятные условия ремонта скважин

Ликвидировать незначительные смятия обсадной колонны. В этом случае необходимо работать только дорнирующей головкой без пластыря.

Применять данное устройство для ремонта обсадных колонн предпочтительно на глубине 1000 м и более.

На рисунке 3.10.1 показано устройство для транспортировки и установки стального пластыря ДОРН - 3М

Устройство состоит из пяти отдельных узлов: циркуляционного клапана 9, силового цилиндра 10, подвижной дорнирующей головки 1, связующей полой штанги 2 и основного нижнего упора 6. Пластырь 3 монтируется на штангу 2 между дорнирующей головкой 1 и основным нижним упором 6. Силовой цилиндр 10 выполнен из трех рабочих и одного холостого цилиндров, поршней, соединенных между собой штоками и регулируемого упора. Дорнирующая головка 1 включает в себя полый стержень с радиальным отверстием, составной корпус с отверстием, камерами и уплотнительными элементами, конусный пуасон, калибрующие сектора, кожух, самоуплотняющуюся манжету, обоймы, гайки, переводники.

Связующая полая штанга 2 состоит из стержня 8, на котором размещены промежуточные упоры пластыря 7.

Основной нижний упор 6 выполнен в виде конуса с пазами, в которых на шарнирах с пружинными лепестками расположены упорные пластины пластыря, при этом в рабочем состоянии они занимают положение перпендикулярное к образующим пластыря, контактируя одним концом с его торцом, другим с уступами пазов в корпусе, а в транспортном состоянии заподлицо в пазах корпуса - пуасона.

Такая конструкция упора позволяет в случае аварийной ситуации извлечь устройство без оставления его элементов в скважине, продолжить без подъема на поверхность расширение и калибровку пластыря до полного сопряжения его со стенкой обсадной трубы или после устранения неполадок опустить в скважину для качественного завершения операции.

Циркуляционный клапан 9 состоит из корпуса, переходника, фильтров, сбивного пальца, шара.

В устройстве могут быть использованы и клапаны других типов, которые обеспечивают заполнение жидкостью труб при спуске и сливе ее при подъеме.

Дорнирующая головка снабжена стопорным срезным штифтом, предупреждающее преждевременное расширение пластыря при спуске его в скважину. Устройство комплектуется стержнем (ломиком) диаметром 25мм, длиной 2 метра для открытия отверстия в циркуляционном клапане 9 перед подъемом инструмента.

Принцип работы устройства

Для спуска в скважину устройство в сборе с пластырем комплектуется из двух частей: первая включает в себя дорнирующую головку 1, полую штангу 2, упор 6, пластырь 3; вторая - циркуляционный клапан 9, силовой цилиндр 10.

Первая часть опускается в скважину и соединяется со второй над устьем через переводник, а дорнирующая головка 1 фиксируется от осевого перемещения регулируемым упором силового цилиндра 10. Устройство в сборе с пластырем опускается в скважину так, чтобы середина пластыря 3 была ориентирована на дефект 4 обсадной колонны 5 (рис 3.10.1 а). Если длина пластыря более допустимой высоты подъема агрегатом, то пластырь в сборе со штангой спускают в скважину по частям и сваривают их над устьем по соответствующей технологии. Расширение пластыря 3 до сопряжения с внутренней стенкой обсадной колонны 5 для перекрытия нарушения 4 осуществляется продавливанием дорнирующей головки 1 через пластырь силовым цилиндром 10, при этом предварительное расширение пластыря обеспечивается конусным пуансоном дорнирующей головки, а окончательное, до полного контакта с обсадной колонной - калибрующими секторами дорнирующей головки (рис 3.10.1 б).

Заход калибрующих секторов в пластырь на отрезке L1 осуществляется без избыточного давления жидкости в головке. После захода калибрующих секторов в пластырь жидкость поступает в камеру, а затем в полость самоуплотняющейся манжеты, что обеспечивает радиальный ход калибрующих секторов. Рабочее избыточное давление жидкости на калибрующие сектора поддерживается на отрезке L2 - хода дорнирующей головки под давлением. После первого шагового рабочего хода L = L1 + L2 давление дорнирующей головки надо снизить до «0» и инструмент осадить вниз (зарядить) на величину хода головки - 1500 мм. В это время первый промежуточный упор 7 выходит из пластыря и удерживает его от сдвига. Затем вновь создают рабочее давление в системе и процесс продавливания дорнирующей головки в пластыре повторяется на величину ее рабочего хода. Таким образом, продавливание дорнирующей головки повторяется циклами до выхода ее из пластыря. При этом оставшийся нерасширенным нижний участок пластыря после выхода из него последнего

промежуточного упора расширяется головкой с частичным использованием веса инструмента. При недостаточном весе его для продавливания головки давление в системе может быть снижено (при необходимости до 0). В этом случае работают только конусным пуансоном дорнирующей головки.

Устройство (рис 3.10.1 в) позволяет осуществлять повторные проходы установленного пластыря дорнирующей головкой с давлением, используя частично вес инструмента по технологии работы сверху вниз или снизу вверх. При этом осевая нагрузка на инструмент значительно (30 - 70%) снижается по сравнению с нагрузкой полученной в первоначальном проходе.

В случае невозможности протянуть дорнирующую головку через пластырь вниз (недостаточный вес инструмента, не сработал промежуточный упор и тд) продолжение операции по установке пластыря в обсадной трубе обеспечивается наличием в устройстве конусного упора, который своим конусом - пуансоном при подъеме инструмента расширяет оставшуюся часть пластыря снизу вверх. При этом давление в системе снимается. Затем под давлением производится протягивание дорнирующей головки через пластырь сверху вниз весом инструмента. Если калибровка не удалась из -за недостатка давления в системе, то устройство извлекается на поверхность, устраняются неполадки и операция по установке повторяется.

Заполнение жидкостью труб и устройства при спуске в скважину и слив жидкости при подъеме осуществляется через циркуляционный клапан 9.

Перед подъемом устройства на поверхность в циркуляционный клапан опускается стержень (ломик) который срезает сбивной палец и открывает отверстие для слива жидкости.

В 80-х годах в целях восстановления герметичности колонн были разработаны стальные профильные перекрыватели с диаметрами 146 и 168мм. Перекрыватели представляют собой профильную двухканальную трубу с цилиндрическими концами, в которых с одной стороны крепится башмак, а с другой - устройство для спуска перекрывателя в скважину. Профильная труба имеет длину 8 - 10 метров, толщину стенки 5мм и изготавливается из стали марки 10.

Башмак, профильная труба и устройство для спуска перекрывателя в скважину образуют гидравлическую камеру. В эту камеру через НКТ закачивается жидкость и создается давление до 16 - 18 МПа, под действием которого профильная часть перекрывателя выправляется и плотно прижимается к стенкам колонны (рис 3.10.2).

Перед тем как спустить перекрыватель с устройством, в колонну в интервале нарушения герметичности прорабатывают гидромеханическим расширителем. Шаблонируют колонну и НКТ. Перекрыватель спускают в скважину и устанавливают напротив места нарушения.

В колонну НКТ сбрасывают шар и закачивают жидкость. Когда шар садится в седло происходит увеличение давления, под действием которого перекрыватель выпрямляется и плотно прижимается к внутренней стенки колонны. Затем колонну НКТ отсоединяют от перекрывателя и поднимают, на бурильных трубах спускают развальцеватель, создают через него циркуляцию и вращая колонну бур труб ротором развальцовывают концы и недожимы перекрывателя, а так же разрушают башмак. При этом паста нанесенная на наружную поверхность профильной трубы уплотняется и достигается герметичность э/колонны.

Изоляция обводнившихся продуктивных пластов.

Работы по возврату скважин на вышележащий горизонт состоят как в установке цементного моста непосредственно на забое скважины с целью изоляции нижнего объекта от верхнего с последующей перфорацией верхнего объекта.

На рисунке показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на вышележащий горизонт.

Пакер с упором на забой состоит из двух подвижных частей: патрубка с двумя муфтами и герметизирующими элементами и сальниковой коробки с удлинителем. При необходимости патрубок изготовляют из НКТ диаметром 60 или 73 мм, в зависимости от диаметра пакерующих элементов. Длина патрубка подбирается из расчета числа устанавливаемых резиновых элементов.

На рисунке показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на нижележащий горизонт.

После перфорации колонны в нижележащем интервале спускают компоновку НКТ с пакером и циркуляционным клапаном над ним с целью вызова притока при освоении скважины, а также глушения скважины. Конструкция клапана позволяет пропускать через него геофизические приборы диаметром до 40 мм. В обоих случаях в компоновку включают перфорированные НКТ, в первом случае над пакером, а во втором ниже пакера.

Верхняя часть НКТ на устье вворачивается в трубную головку фонтанной арматуры. За счет веса передаваемого на подвижную часть пакера резиновые элементы увеличиваются в диаметре до полного перекрытия затрубного пространства.

Пакер опрессовывается не давление, которое получают из суммы гидростатического давления столба жидкости и допустимого давления для пакера, но не выше давления опрессовки скважины. Опрессовку производят в затрубное пространство при открытом трубном. При этом циркуляционный клапан закрывается.

Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.

Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:

1) установка фильтров;

заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;

термические и термохимические способы;

металлизация;

синтетические полимеры;

песчано-смолистые составы;

пеноцементы.

Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.

Выбор и подготовку скважин для ремонта осуществляют в соответствии с действующим РД по технологии крепления призабойной зоны.

Подготовительные работы.

Определяют температуру в зоне тампонирования.

Определяют содержание механических примесей в продукции.

Определяют дебит и содержание воды в продукции.

В зависимости от температуры в зоне тампонирования выбирают соответствующий материал.

Устанавливают на скважине емкость с перемешивающим устройством для приготовления и накопления тампонажного раствора, подъемные средства А-50 или Азинмаш-43, цементировочный агрегат ЦА-320 М.

Останавливают и глушат скважину.

Спускают НКТ до забоя и промывают ствол скважины.

Если в процессе промывки скважины наблюдается поглощение в интервале продуктивного пласта, то в заколонную выработку (каверну) намывают песок до восстановления циркуляции, при обратной промывке удаляют с забоя скважины остатки песка.

Проверяют скважину на приемистость при закачивании в пласт нефти или пластовой воды. В случае необходимости проводят мероприятия по увеличению приемистости скважины.

Подготавливают в емкости с перемешивающим устройством тампонажный раствор. Проверяют показатели качества.

Технологический процесс осуществляют в соответствии с действующими РД.

Устанавливают продолжительность эффекта по содержанию механических примесей в добываемой продукции сразу после проведения работ и периодически, не менее трех раз в месяц.

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин

Подготовительные работы.

Составляют план ликвидации аварии.

В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.

План ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуют с противофонтанной службой и утверждают главным инженером предприятия.

Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение -аварийный инструмент)

При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности. Работы производят по специальному плану.

Работы по освобождению прихваченного инструмента с применением взрывных устройств (торпеды, детонирующие шнуры и т.п.) проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием.

При установке ванн (нефтяной, кислотной, щелочной, водяной) гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое давление. При вероятности снижения или снижении гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию НКТ проводят с герметизированным затрубным пространством с соблюдением специальных мер безопасности.

Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций:

спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;

в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.

Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности.

Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы.

Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м.

Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.

Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы -- внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.

Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют

труболовки,

колокола,

магнитные фрезеры,

фрезеры-пауки.

Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.

Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку при помощи

крючка и т.п.

Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера обсадной колонны.

Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия.

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов

Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений.

Перед переходом на другие горизонты и приобщением пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.

Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50--100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.

Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта.

Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов.

Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.

Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

Метод установки цементного моста применяют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии поглощения).

Метод засыпки песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10--20 м ниже отключаемого горизонта).

Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.

При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемистости пласта до 2 м3/(ч * МПа) и цементный раствор и его модификации -- при приемистости более 2м3/(ч. МПа).

Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по технологии отключения верхних пластов.

Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов.

Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.

Перевод скважин на использование по другому назначению

Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.

Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки месторождений.

Работы по переводу скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.

В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы.

Определение герметичности эксплуатационной колонны.

Определение высоты подъема и качества цемента за колонной.

Определение наличия заколонных перетоков.

Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб.

Снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью РГД.

Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами.

Излив в коллектор жидкости глушения скважины в зависимости от текущей величины пластового давления или остановки ближайшей нагнетательной скважины.

Освоение скважины под отбор пластовой жидкости по находившемуся под нагнетанием пласту.

Освоение скважины осуществляют в следующем порядке:

В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП в соответствии с работами поп. 4.9.

Осуществляют дренирование пласта самоизливом или с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН.

Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта.

Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продуктивности и характера притока жидкости.

При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велось закачивание воды.

На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважин и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры.

Зарезка новых стволов

Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 1930 - х годах. Достаточно много горизонтальных и многозабойных скважин пробурено в 50 - е годы, однако отсутствие в некоторых случаях положительного результата объективно привело к снижению объемов горизонтального и многоствольного бурения.

Интерес к бурению горизонтальных и многоствольных скважин появился в 80 - х годах и это связано с появлением новых технологий бурения наклонно - направленных скважин, крепления скважин, новые типы промывочной жидкости.

Первые скважины с дополнительными боковыми стволами были пробурены в Техасе в 1930 году. Длина этих стволов составляла всего 7 метров.

В 1931 году был продолжен двухъярусный метод забуривания дренажных скважин. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длинной по 25 метров.

В 1943 - 1944 Д.А. Зублин предложил оригинальный способ бурения боковых стволов с помощью турбодолота и гибких бурильных труб. При испытаниях в 1946 в одном из районов Калифорнии было пробурено 8 стволов с выходом на горизонталь. Длина горизонтальных участков составляет от 3 до 24 метров.

Впервые бурение бокового ствола в нашей стране было осуществлено в 1936 году. Однако эффективность работ была очень низкой и связано это было с низким качеством и несовершенством инструмента, промывочных жидкости, технологии бурения.

Основная причина, которая требует применения бурения боковых стволов:

вывод скважины из бездействующего фонда

уход из зоны обводненности

разработка целиков нефтяных залежей

В ОАО «Ноябрьскнефтегаз» большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки и для поддержания стабильного уровня добычи необходимо проведение мероприятий по поддержанию уровня добычи и оптимизации процесса разработки месторождений.

К наиболее важным мероприятиям, проводимых для указанных целей, относятся:

гидроразрыв пласта

ремонтно - изоляционные работы

регулирование заводнения

бурение горизонтальных скважин

бурение боковых стволов, вывод скважин из бездействующего фонда

В последние годы работы по бурению боковых стволов проводились на десятках скважин месторождений «ННГ», что позволило вывести скважины с бездействующего фонда и довести продуктивность скважин до проектных величин.

Имея опыт бурения боковых стволов руководство «ННГ» пришло к выводу:

Работы по бурению боковых стволов являются весьма перспективными, а в некоторых случаях это единственный способ вернуть скважину из бездействующего фонда

Успешность работ достигается за счет отсутствия близлежащей воды (выше, ниже)

Необходимо технико - экономическое обоснование бурения боковых стволов.

Основные типы профилей скважин с боковыми стволами.

Существует несколько типов профилей для скважин с боковыми стволами. В качестве основных критериев выбора профилей принято считать:

Форму профиля

Радиус искривления при выходе на горизонталь

Угол охвата резко искривленного участка

По этим признакам в зависимости от способа бурения и использования технических средств можно выделить три группы характерных профилей боковых стволов:

I - трех интервальный профиль

II, III - двух интервальный профиль

IV - четырех интервальный профиль

На рисунке представлены профили применяемые при бурении боковых стволов.

В практике бурения боковых стволов средние радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технической оснащенности бригады составляет 60 - 660 метров. Этот показатель зависит от целей поставленных перед боковым стволом.

В одних случаях, при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составлять малую величину.

В других случаях, уход от фронта обводненности или разработка целиков нефти, радиусы могут составлять значительную величину.

В настоящее время разработано более пяти технологических способов бурения бокового ствола. При анализе способов бурения было выделено несколько проблем, возникающих в процессе строительства боковых стволов.

На части скважин для успешного отхода от основного ствола в заданном направлении устанавливается клин - отклонитель. Он должен быть устойчив к нагрузкам от инструмента, не проворачиваться в процессе фрезерования и бурения.

Схемы также показывают фрезерования значительных объемов металла. Для успешного и безаварийного проведения данного процесса необходимо иметь надежные вырезающие устройства, которые позволяют фрезеровать колонну при разных зенитных углах.

Бурение скважин на старых месторождениях ранее проводилось без цементирования основной части ствола. Это упущение приводит к экологически опасным последствиям. Бурение боковых стволов позволяет произвести подъем верхней части колонны и заменить ее на хвостовик.

При переходе на нижележащие горизонты, возникает необходимость удлинения ствола скважины

Технология и техника вскрытия окна в эксплуатационной колонне.

Основной проблемой бурения боковых стволов в настоящее время является вырезание окна в эксплуатационной колонне и забуривание на начальном участке бокового ствола, обеспечивающий надежный выход инструмента из старого ствола.

Известны два способа вскрытия окна, применяемых на практике:

Вырезание окна с помощью райбера по клиновому отклонителю

Полное вырезание секции э/колонны с последующей установкой цементного моста

На базе опыта бурения боковых стволов установлены границы применения обоих методов.

В наклонных скважинах с углом наклона более 20 применение вырезающих устройств с круговым фрезерованием становится сложным вследствие необходимости центровки фреза.

В условно - вертикальных скважинах применение клина - отклонителя осложняется в ориентации клина. Для ориентирования клина необходимо дорогостоящее оборудование. Поэтому клиновые отклонители предпочтительнее применять на участках скважин с углом перекоса более 20.

Вырезание окна с помощью клина - отклонителя.

Подобные документы

Характеристика геологического строения, коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Оценка эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводненности пластов.

дипломная работа , добавлен 01.06.2010


Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

дипломная работа , добавлен 07.06.2017


Ремонт и техническое обслуживание деревоообрабатывающего станка ЦДК5-2: подготовка к капитальному ремонту узла, организация работ. Испытание станка после монтажа, установка и выверка, сдача в эксплуатацию. Техника безопасности при ремонте и монтаже.

курсовая работа , добавлен 16.04.2012


Расположение Приобского нефтяного месторождения, анализ его геологического и тектонического строения, нефтеносности продуктивных пластов. Литолого-стратиграфическая характеристика. История и условия осадконакопления. Состав и свойства пластовых флюидов.

курсовая работа , добавлен 10.11.2015


Орогидрография, стратиграфия и литология Восточно-Сургутского района буровых работ. Зоны возможных осложнений и исследовательские работы в скважине. Виды бурового раствора. Характеристика применяемых долот и обсадных труб. Освоение продуктивных пластов.

отчет по практике , добавлен 17.06.2014


Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения. Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Изучение повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия. Характеристика влияния упругих колебаний на призабойную зону скважин. Анализ резонансные свойства систем, состоящих из скважинного генератора и отражателей.

дипломная работа , добавлен 17.06.2011


Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".

курсовая работа , добавлен 14.04.2011


Подготовительные работы к ремонту. Способы очистки резервуаров. Ремонт оснований и фундаментов. Удаление дефектных мест без применения сварочных работ. Контроль качества ремонтных работ и испытание резервуаров. Приемка резервуаров после ремонта.

контрольная работа , добавлен 12.12.2010


Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Большинством причин в необходимости проведения капитального ремонта скважин являются ошибки, допущенные в процессе бурения или при установке оборудования. Но даже правильно пробуренная скважина на воду спустя какое-то время будет нуждаться в ремонте. Важным моментом до начала

КРС является проведение гидродинамических и геофизических исследований. Ремонтом можно исправить различные дефекты:

• Посторонние механические примеси в воде из скважины;
• Уменьшение дебита скважины;
• Механическое разрушение фильтра, попадание грунтовых вод;
• Разрушение столба скважины, уменьшение диаметра.

Важно! Только качественно проведенная диагностика дает аргументы для планирования ремонта!

КРС является целым комплексом мероприятий, которые включают разные методики восстановления в зависимости от характера повреждений. Стоимость работ рассчитывается индивидуально с учетом типа скважины и результатов исследований.

Для уменьшения вероятности проведения капитального ремонта необходимо соблюдать график текущего ремонта скважин. Планово-предупредительные работы нацелены на устранение неполадок забойного оборудования и предупреждение разрушений столба скважины или проникновения посторонних примесей в воду. Текущие ремонтные работы могут включать очистку ствола скважины с помощью насосов высокого давления или вибрационных насосов для откачивания грязной воды, очистку скважины желонкой.

Восстановительный ремонт применяется при наличии неполадок в технологических процессах. Потребность в восстановительном ремонте может быть спровоцирована неполадками в работе насосного оборудования, когда нужно произвести смену или ремонт насоса, обрывом напорной колонны. Один из самых эффективных способов диагностики можно проводить с помощью зонда, оснащенного мобильной видеокамерой. Наиболее распространенными манипуляциями восстановительного при текущем ремонте скважин является извлечение из канала погружного насоса, восстановление забоя, прочистка скважины от ила и песка.

Вовремя проведенные мероприятия согласно плану ремонтных работ помогут если не избежать, то точно отодвинуть капремонт скважин по срокам. Кардинальные вмешательства – довольно дорогостоящий и сложный процесс, который может по стоимости занимать 40-50% от цены новой скважины. При правильном заложении срок эксплуатации артезианской скважины без капремонта может составлять 50 лет, скважины на песок – 10 лет, на известняк – 10-15 лет, колодца – до 20-30 лет.

Капитальный ремонт всегда проводится в определенной последовательности

• Обследование фактической глубины забоя, состояния колонны, места расположения оборудования;
• Исследования уровня притоков жидкостей из близлежащих пластов, устранение поломок насосного оборудования.
• Восстановление канала (при необходимости).
• Пуско-наладочные работы насосного оборудования, контрольный забор воды на проверку соответствия качеству, установленному для предназначения скважины.

Ремонтно-изоляционные работы проводятся в том случае, когда происходит обводнение скважины. В этом случае есть общие принципы проведения ремонтных мероприятий с ремонтом нефтяных или газовых скважин.

При наличии песка или грязи в воде необходимо удостовериться в том, что колонна скважины на песок посажена в пласт водоупорной глины. Если колонна не находится в глине, очень высока вероятность попадания в воду посторонних включений. Чистку забоя проводят совместно с углублением колонны.

Очищение столба скважины можно осуществить с помощью желонки – трубы длиной от 700 до 3000 мм, D – соответствующий диаметру скважины. В нижней части трубы расположен «башмак», который имеет режущую кромку, оснащенный обратным клапаном. С помощью желонки можно удалять из скважины жидкие смеси, что невозможно с помощью забивного стакана. Колонна задавливается поршнем в водоупорную глину, при необходимости засыпают дно скважины гравием с целью надежного уплотнения. Текущий ремонт скважин на песок и на известняк заключается в ежегодной чистке, которая сводит на нет вероятность заиливания.

В скважинах на песок нередко обнаруживаются деформации сетчатого фильтра. Сетка фильтра рвется при воздействии частиц песка и гравия, которых много в рыхлых грунтах. Заменить фильтр довольно проблематично – необходимо приподнимать обжатую трубу колонны скважины и произвести демонтаж без обрушения скважины. Труба и фильтр подлежат замене.

Подземный ремонт скважин на известняк проводится при перфорации фильтра с последующей прочисткой канала желонкой. Чтобы не допустить в будущем попадания загрязнений в воду, необходимо колонну обязательно забить и нарастить недостающую длину.

При попадании в скважину посторонних предметов (камушков, болтов и т.п.) придется использовать специализированный инструмент и доставать их, вероятно вместе с насосом. Оборванный насос в скважине на известняк тоже необходимо будет аккуратно доставать. Самостоятельно осуществить эту процедуру практически нереально с помощью самодельных «кошек» и других приспособлений. Необходим магнитный или фрезер-паук, если застрял металлический предмет. Крупные неметаллические предметы дробят пикообразным долотом, более мелкие – прочищают ершом с промывкой в момент дробления.

Глубокие артезианские скважины ремонтируют при исчерпании ресурсов водозаборных узлов. Подавляющее большинство имеет запасной диаметр, который меньше предыдущего. Текущий капитальный ремонт скважин заключается в установке новой колонны меньшего диаметра и обычно проводится спустя 20-30 лет эксплуатации. При обновлении скважины возможно углубление до более чистого водоносного горизонта.

Если качество воды из артезианской скважины сильно снизилось, это может свидетельствовать о разгерметизации скважины, в результате чего происходит подтекание грязных грунтовых вод. Также попадание грунтовых вод может быть спровоцировано продавливанием грунтовых вод обжимных слоев глины. Для точного выяснения причин необходимо провести каротаж буровым керном или видеоисследования.

По итогам исследований назначаются наиболее эффективные методы устранения дефектов: полная замена колонны скважины, бурение с углублением, чистка с промывкой. В случае определения мер как нерентабельные в силу необходимости большой глубины бурения, постоянного подхода грунтовых вод в больших объемах иногда принимается решение о ликвидации скважины и бурении новой. В этом случае обязательным является цементирование старой скважины до проведения бурительных работ с целью возобновления водного баланса на определенном уровне.

Капитальный ремонт скважин

(a. well workover, well remedial work, workover job on well; н. Sondengeneralreparatur; ф. reparation capitale de puits; и. reparaciоn general de pozos ) - включает ремонтно-исправит. работы, зарезку и второго ствола скважин, ловильные, ремонтно-изоляционные работы, а также возврат и ликвидацию скважин. К ремонтно- исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена повреждённой части эксплуатац. колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок. Смятые участки колонны выправляют справочными долотами и фрезерами, повреждённые места укрепляют цементным кольцом, установкой пластырей, спуском промежуточной колонны. Замена повреждённой части производится в случае, если место дефекта расположено выше башмака техн. колонны и уровня цементного камня в заколонном пространстве. В том случае, когда устранение дефекта затруднено, осуществляют зарезку и бурение второго ствола скважины. Для этого в колонне, выше места дефекта, вскрывают " ", из к-рого проводят наклонно направленное бурение второго ствола скважины, а также спуск и крепление второй колонны. Ловильные работы в скважине включают упавшей колонны насосно-компрессорных труб, насосных штанг, инструментов и др., а также чистку ствола скважины. При прорыве в скважину пластовых вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому продуктивному горизонту, подошвенных, краевых и поступающих из соседних скважин) проводят ремонтно- изоляционные работы. Приток верх. вод, поступающих через дефект в колонне, ликвидируют заливкой водо- или нефтецементного раствора, а также др. реагентов и материалов, спуском дополнит. колонны, пакеров; поступающих по заколонному пространству через отверстия фильтра - нагнетанием через эксплуатационный или спец. растворов под давлением. Нижние и подошвенные воды, проникающие через цем. стакан или дефект в зумпфе, изолируют созданием нового цем. стакана (предварительно разбурив старый); поступающие по заколонному пространству - нагнетанием растворов под давлением через отверстия фильтра. Ниж. и верх. воды изолируют также созданием цем. поясов вокруг эксплуатационной колонны в интервале между источником обводнения и эксплуатац. объектом. Ограничение и ликвидация притока вод краевых, из соседних скважин, а также обводнённых и выработанных горизонтов достигаются селективной изоляцией водонасыщенной зоны, в результате к-рой создаётся водонепроницаемый . Возврат скважин на выше- и нижезалегающие горизонты осуществляется при разработке м-ний с несколькими продуктивными пластами. В случае невозможности восстановления техн. состояния или прекращения эксплуатации скважину ликвидируют. При этом вырезают и извлекают обсадные трубы, а ствол цементируют. Литература : Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин, М., 1979; Блажевич В. A., Умрихина Е. Н., Уметбаев В. Г., Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений, М., 1981. Б. П. Гвоздев.

Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984-1991 .

Смотреть что такое "Капитальный ремонт скважин" в других словарях:

Капитальный ремонт скважин - 15. Капитальный ремонт скважин комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе: восстановление технических характеристик обсадных… … Официальная терминология

капитальный ремонт скважин, КРС - 3.1.5 капитальный ремонт скважин, КРС: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному ресурса объекта с заменой или восстановлением его составных элементов. Источник: СТО Газпром 2 2.3 145 2007: Инструкция по… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации - 3.10 ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению технического ресурса ЭПС или его составных частей.

Капитальный ремонт скважин (КРС) -комплекс работ, свя­занных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спу­ском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, а также с ликвидацией скважин. По классификатору к капитальному ремонту скнажин относят работы следующих видов:

КР1 -ремонтно-изоляционные работы, в том числе: КРЫ -отключение отдельных обводненных интервалов пласта; КР1-2 - отключение отдельных пластов; КР1-3 - исправление негерме­тичности цементного кольца; КР1-4 - наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колонной и кондук­тором;

КР2 - устранение негерметичности эксплуатационной ко­лонны, в том числе: КР2-1 - тампонированием; КР2-2 - уста­новкой пластыря; К.Р2-3 - спуском дополнительной обсадной ко­лонны меньшего диаметра;

КРЗ - ликвидация аварий, допущенных в процессе эксплуа­тации или ремонта, в том числе: КРЗ-1 - извлечение оборудо­вания из скважин после аварий, допущенных в процессе экс­плуатации; КРЗ-2 - ликвидация аварий с эксплуатационной колонной; К.РЗ-3 - очистка забоя и ствола скважины от метал­лических предметов; КРЗ-4 - прочие работы по ликвидации ава­рий, допущенных при эксплуатации скважин; КРЗ-5 - ликви­дация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин;

КР4 - переход на другие горизонты и приобщение пластов, в том числе: КР4-1 - переход на другие горизонты; КР4-2-приобщение пластов;

КР5- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одновре­менно-разделенная закачка (ОРЗ), установка пакеров-отсека-телей;

КР6 - комплекс подземных работ, связанных с бурением, в том числе: КР6-1 - зарезка вторых стволов; КР6-2 - бурения цементного стакана; КР6-3 - фрезерование башмака колонны с углублением ствола горной породы; КР6-4 - бурение и обо­рудование шурфов и артезианских скважин;

к;р? - обработка призабойной зоны в том числе: КРГ-1 - проведение кислотной обработки; КРГ-2 -проведение гидрораз­рыва пласта (ГРП); КРГ-3-- проведение гидропескоструйной перфорации (ГПП); КРГ-4 - виброобработка призабойной зоны; КР7-5 - термообработка призабойной зоны; КРГ-6 - про­мывка призабойной зоны растворителями; КР7-7 - промывка призабойной зоны раствором ПАВ; КРГ-8 - обработка термо-газохимическими методами; КР7-9 - прочие виды обработки призабойной зоны; КРГ-10 - выравнивание профиля приеми-

стости нагнетательных скважин; КРГ-11-дополнительная пер­форация и торпедирование ранее простреленных интервалов;

КР8 - исследование скважин, в том числе: К.Р8-1--иссле­дование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах; К.Р8-2 - оценка технического состояния скважин, обследование скважины;

КР9 - перевод скважин на использование по другому назна­чению, в том числе: К.Р9-1-освоение скважин под нагнета­тельные; КР9-2 - перевод скважин под отбор технической воды; КР9-3 - перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические; КР9-4 - перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха;

К.Р10 - ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных сква­жин, в том числе: КРЮ-1 - оснащение паро- и воздухонагнета-тельных скважин противопесочным оборудованием; КРЮ-2 - промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок;

КРИ - консервация и расконсервация скважин; КР12 - ликвидация скважин; КР13 - прочие виды работ.

При капитальном ремонте скважин подготовительный комп­лекс включает работы по передислокации ремонтного оборудо­вания, планировке территории рабочей зоны, глушению сква­жины, монтажу подъемных установок, разборке устьевого обо­рудования и подъему скважинного оборудования и доставке на ремонтную базу, очистке штанг и труб от парафинисто-смоли-стых и солевых отложений, смене эксплуатационных НКТ на технологические (рабочие) НКТ или бурильные трубы, завозу в циркуляционную систему и резервные емкости технологиче­ской жидкости. Основные комплексы работ при капитальном ремонте выполняют в последовательности, указанной на рис. 5.2. Так же как и при текущем ремонте проверяют техническое со­стояние оборудования устья скважины, колонной головки и про­водят необходимый ремонт. Исследуют состояние эксплуатаци­онной колонны и ствола скважины, скважинного оборудования, наличие посторонних предметов, определяют глубину забоя и уровень жидкости. При непрохождении шаблона-печати до за­боя скважины дальнейшие работы определяют в зависимости от результатов обследования поднятого шаблона-печати. При прохождении шаблона-печати до забоя скважину промывают. Выполняют также запланированные промыслово-геофизические и гидромеханические исследования скважины. В случае негер­метичности эксплуатационной колонны или наличия межпласто-вых перетоков проводят восстановительные работы по устране­нию негерметичности колонны или цементного кольца и ис­следования по определению качества проведенных работ. Если

негерметичность колонны определена до начала ремонта или од­ним из планируемых видов ремонта является наращивание це­ментного кольца, то после подготовки ствола скважины уста­навливают разделительный мост ниже предлагаемого места на­рушения герметичности или верхнего уровня цементного кольца за колонной. После чего выполняют необходимые исследования и восстановительные работы и разбуривают разделительный мост.

При отсутствии твердых отложений на стенках эксплуата­ционной колонны, посторонних предметов в скважине, дефек­тов и при герметичности колонны проводят другие работы по ремонту скважин, осуществлению геолого-технических меропри­ятий и исследованию скважин. Все работы по капитальному ре-

монту скважины завершают очисткой стенок колонны и забоя от возможных в процессе ремонта отложений твердых частиц с обязательной сменой жидкости, заполняющей скважину.

На заключительном этапе проводят смену технологических НКТ или бурильных труб на эксплуатационные НКТ, монтаж и спуск скважинного оборудования, сборку устьевой арматуры, пуск и освоение скважины, демонтаж подъемной установки со

вспомогательным оборудованием, вывоз отработанной жидко­сти и труб, очистку территории рабочей зоны от посторонних предметов и ее планировку.

Перед спуском ЭЦН, гидропоршневых и электродиафраг-менных насосов, газлифтного оборудования шаблонируют ко­лонны. Нагнетательную скважину перед ремонтом останавли­вают на несколько дней. Продолжительность остановки опреде­ляется темпом снижения пластового давления. В случае превышения пластового давления гидростатического скважину перед ремонтом глушат. В остальном последовательность работ аналогична последовательности работ, выполняемых при ре­монте нефтяных скважин.