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

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

Особенности ремонта

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

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

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

Текущий ремонт

Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния техники и инструментов, смена режима работы (интенсивность, особенности добычи и т.д.), а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений, которые появляются там спустя несколько лет эксплуатации. Также к техническому текущему ремонту относится очистка самого оборудования. Все текущие манипуляции со скважиной делятся на профилактические действия и работы по восстановлению работоспособности.

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

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

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

Капитальный ремонт скважин

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

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

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

Алгоритм ловильных работ следующий:

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

Разновидности ремонтных работ и современные методики

Чаще всего текущий или капитальный ремонты производятся посредством применения НКТ. Тем не менее, в современной сфере обслуживания скважин широко используется новое оснащение. Чаще всего его выбирают для капитальных разновидностей работ. С его помощью можно выполнить следующие действия:

Канатные действия.
Способы, при которых применяются тросы.
Методики с гибкими трубами.
Способы, сочетающие применение шлангов и веревок.
Способы, сочетающие применение шлангов и кабелей.
Метод, в основе которого лежит использование канатов для отправки специальных желонок на забой в скважине или на участок, который ранее был изолирован. Благодаря новому оборудованию становится возможным доставка тампонирующих видов средств, химических веществ, в том числе взрывчатых компонентов и готовых смесей, снарядов, а также монтаж оборудования для стрельбы взрывчатыми веществами.
Спуск механических разновидностей желонок при помощи канатов. Для работы такого оборудования важно найти точку опоры на дне забоя.

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

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.

Министерство по образованию РФ

Кафедра оборудования нефтяных и газовых промыслов

Отчёт по производственной практике

на тему: «Капитальнй ремонт скважин»

Краснодар 2010 г.

Капитальный ремонт скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин, консервация, расконсервация, бурение

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

Содержание

1. «Классификатор» капитальных ремонтов скважин……………………..

2. Исправление смятого участка колонны………………………………….

3. Изоляционные работы……………………………………………………….

4. Технология установки стального пластыря……………………………..

5. Ликвидация аварий, допущенных в ходе эксплуатации или ремонта..

6. Извлечение оборванных труб………………………………………………

7. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов…………………

8. Перевод скважин из одной категории в другую………………………...

9. Общие положения по работам, связанным с капитальным ремонтом скважин…………………………………………………………………………...

10. Обработка карбонатных и терригенных коллекторов……………….

11. Гидропескоструйная перфорация………………………………………...

12. Термообработка призабойной зоны пласта……………………………..

13. Воздействие на призабойную зону пороховыми газами………………

14. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных

скважинах……………………………………………………………………….

15. Консервация и расконсервация скважин………………………………

1. «Классификатор» капитальных ремонтов скважин.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:

ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);
устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);
устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);
переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);
внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).
Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,
КР-7 – с обработкой призабойной зоны;
КР-8 – исследование скважин;
далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),
ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)
и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).
Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

К ремонтно-изоляционным (КР-1) относятся следующие виды работ и, соответственно, технико-технологические требования к сдаче: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, цель которого – выполнив запланированный объем работ, снизить обводненность продукции; отключение отдельных пластов, предусматривающее после сдачи отсутствие приемистости или притока в отключенном пласте либо из отключенного пласта.

В этот раздел входит также исправление негерметичности цементного кольца, что должно служить снижению обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита скважины. Правда, подтвердить, что эта цель достигнута, придется промыслово-геофизическими исследованиями.

Ими же подтверждается и отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности, достигнутое в ходе наращивания цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонками и кондуктором.

Результаты следующих трех видов работ подтверждаются лишь при гидроиспытаниях. Негерметичность эксплуатационной колонны возможно устранить тампонированием, установкой пластыря и спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра. Напомним, что эти виды работ шифруются кодом КР-2.

Прохождением шаблона до необходимой глубины, а также герметичностью колонны в интервале работ фрезером характеризуется выполнение заданий по извлечению оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; очистке забоя ствола скважины от металлических предметов; прочих работ по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации, а также ликвидации аварий, случившихся во время ремонта скважин.

Шифр КР-4 обозначает работы, направленные на увеличение дебита скважин. К ним относятся переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Герметичность пакера, увеличение дебита нефти и увеличение или сокращение объемов закачки воды достигаются за счет работ под шифром КР-5. К ним относятся внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, а также пакеров- отсекателей. Зарезка двух стволов скважин, бурение цементного стакана, бурение и оборудование шифров и артезианских скважин также служат повышению производительности. Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6).

Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью т.н. обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

В этом комплексе немаловажную роль играют гидроразрыв пласта, проведение ГПП, а также дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов и прочие виды обработки призабойной зоны.

В классификаторе все они идут под шифром КР-7.

К капитальному ремонту скважин относят специалисты и их исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза, а также оценку технического состояния. Эти виды работ подразумевают выполнение запланированного комплекса исследования в заданном режиме (скажем, приток, закачка, выдерживание скважины в покое), либо выполнение запланированного объема работ и выдачу заключения.

Достижению приемистости, оговоренной в плане служит освоение скважин под нагнетательные и получению дополнительного притока – перевод скважин под отбор технической воды. Эти работы обозначаются шифром КР-9.

Обеспеспечение или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10).

К комплексу работ по обработке призабойной зоны относится еще и комплекс подвида работ по повышению нефтеотдачи пластов. Они обозначаются общим шифром ПНП-1 и предусматривают создание оторочек растворителя, раствора ПАВ, растворов полимеров, кислот, щелочей, горячей воды, пара, газожидкостных смесей, активного ила, газа, парогазовых смесей, мицеплярного раствора и других реагентов.

Сюда же относится инициирование и регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин –

это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин.

2. «Исправление смятого участка колонны»

Одним из наиболее распространенных повреждений является смятие участка эксплуатационной колонны. Исправление его производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.

Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия, а последующего – увеличен на 3-5 мм.

Исправление смятого участка с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 градусов. Осевая нагрузка при этом выбирается в зависимости от диаметра обсадных и бурильных труб. Соотношение таково: при диаметре обсадной колонны в 114 мм осевая нагрузка колеблется в интервале от 5 до 10 кН; 127-146 мм – от 10-20; 168 мм – от 10 до 40; 219 мм – от20 до 50 и, наконец, при 245 мм – от 30 до 50 кН.

Аналогичные соотношения имеют и осевые нагрузки к диаметру бурильных труб. Если он составляет 60 или 73 мм – от 10 до 20, 89 – от 10 до 40, 114 – от 20 до 50 и 140 мм – 30-50 кН.

Испрвление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят также при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с теми показателями, которые мы только что рассматривали. При этом нужно учесть, что не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковых поверхностях.

Контролируют качество работ по исправлению смятия участка колонны с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

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

Введение

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура , капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ , устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

К капитальным ремонтам и приравненным к ним работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся:

ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);

устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);

устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);

переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);

внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).

Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,

КР-7 – с обработкой призабойной зоны;

ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)

и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).

Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.

Зарезка двух и более стволов скважин (а так же прочии работы связанные с бурением). Контроль здесь может заключаться лишь в том, чтобы был выполнен весь необходимый объем работ (шифр-КР-6).

Увеличения продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин можно добиться с помощью обработки призабойной зоны. Имеются в виду кислотная, виброобработка, термообработка, промывка растворителями, промывка растворителем ПАВ, обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и так далее).

Обеспеспечение или восстановление приемистости обеспечивает комплекс работ по оснащению паро - и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием, а также промывка песчаных пробок в таких скважинах.(шифр-КР-10).

Сюда же относится инициирование и регулирование внутрепластового горения. Технико-технологические требования к сдаче скважин – это выполнение запланированного объема работ. Напомним только, что цель любой операции входящей в этот комплекс – это увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин.

1. РИР (КР-1).

Ремонтно-изоляционные работы являются одним из наиболее сложных видов капитального ремонта скважин. Осложнения и аварии при проведении РИР вызывают необходимость выполнения большого объема сложных дорогостоящих работ и даже могут привести к физической ликвидации скважины.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличения газоотдачи пласта.

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации.

Причиной прорыва посторонних вод являются:

некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

разрушение цементного кольца в межколонном пространстве (что влечет за собой заколонныеперетоки) или цементного стакана на забое скважины;

наличие в теле колонны слома, трещин, раковин;

наличие соседней обводненной скважины.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТЫ.

Назначение изоляционных работ

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ-изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной обсадной колонны – «летучки».

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества. Изоляционные работы с применением различных видов цемента называются цементированием.

Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими. к свойствам цемента, который употребляется при цементировании эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:

а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, образует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию забойной температуры и коррозийному действию среды; б) цементный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверхности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время - она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.

Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности

Водонапорный режим эксплуатации сопровождается прогрессирующим обводнением пластов и скважин. Кроме того, скважины обводняются и посторонними водами из ниже - или вышележащих горизонтов. Поступление воды в скважины может происходить через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т. е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

С учетом характера несоответствия конструкции скважины существующим условиям ее эксплуатации и требованиям рациональной выборки продуктивных пластов РИР делятся на две группы:

Технологические,

Аварийно-восстановительные.

К технологическим относятся работы, обусловленные требованиями технологии разработки продуктивных пластов и месторождения в целом:

1) РИР по отключению отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтедобывающих скважинах независимо от их местоположения по мощности и характера обводнения, регулированию закачки воды по мощности заводняемых пластов в водонагнетательных скважинах.

2) РИР по отключению отдельных пластов. Необходимость проведения РИР данного вида возникает в нефтяных добывающих и водонагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов обуславливает разновременность их выработки и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных пластов.

К аварийно-восстановительным относятся РИР, обусловленные аварийными ситуациями в процессе эксплуатации и ремонта скважин, недостатками в конструкции.

1) РИР по исправлению некачественного цементного кольца. Необходимость проведения этого вида работ обусловлена несоответствием качества тампонирования обсадной колонны условиям эксплуатации и является следствием как получения некачественного цементного кольца при проведении тампонирования, так и разрушения кольца в процессе эксплуатации скважины.

2) РИР по ликвидации нарушений обсадных колонн. Необходимость проведения обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны.

3) РИР по наращиванию цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором. Необходимость их применения в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращением перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность. В ряде случаев эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны.

4) РИР по креплению слабоцементировочных пород в призабойной зоне пласта. Необходимость проведения обусловлена разрушением призабойной зоны пласта и нарушением нормального режима эксплуатации.

5) К наиболее ответственным и важным РИР относятся работы по ликвидации скважин.

Если работы по ликвидации скважин произведены некачественно, со временем возникает серьезная опасность сообщения пластов, практически со всеми вышележащими пластами, в том числе, с городскими водозаборными скважинами.

УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.

При не герметичности цементного кольца возможны следующие осложнения:

Перетоки воды, нефти и газа по заколонному пространству между невскрытыми перфорацией пластами, грифоны;

Обводнение продуктивных пластов;

Прорыв газа в перфорированную зону нефтяного пласта.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство.

I. Воды нефтяных месторождений по отношению к продуктивным коллекторам разделяют на чуждые (верхние и нижние), контурные, подошвенные и промежуточные.

1.1. Чуждые воды залегают в водоносных горизонтах, расположенных выше или ниже нефтяных пластов. В естественных условиях нефтеносные и водоносные горизонты отделены друг от друга плотными, чаще глинистыми, разделами. При бурении скважины непроницаемые перемычки между пластами разрушаются, создавая тем самым потенциальные условия для межпластового перетока. Если кольцевое пространство в зоне плотного раздела зацементировано некачественно, то при освоении или эксплуатации обводнение скважины чуждой водой неизбежно.

1.2. Подошвенная вода залегает в одном пласте с нефтью и занимает его нижнюю часть.

Нефтяные пласты, как правило, литологически неоднородны и характеризуются слоистым строением с включением различных по мощности алевролитовых и глинистых пропластков. Последние по простиранию могут вклиниваться, поэтому пласт представляет единую гидродинамическую систему. Однако профиль большинства участков продуктивного пласта включает один или несколько плотных разделов, которые в условиях скважины выполняют роль естественных экранов, отделяющих подошвенные воды от нефтенасыщенной части. Поэтому подошвенная вода может быть надежно изолирована, если качественно зацементированы участки заколонного пространства против плотных разделов, залегающих между водонефтяным контактом и нижними перфорационными отверстиями.

1.3. Воды, находящиеся в нефтяном пласте на крыльях складок и подпирающие нефть, называются контурными.

1.4. В нефтяном пласте со слоистым строением некоторые пропластки могут быть водоносными. Кроме того, по высокопроницаемым пропласткам продуктивного горизонта нередко наблюдаются прорывы контурных или закачиваемых для поддержания пластового давления вод. Указанные воды называются промежуточными. Данный вид осложнения не связан с качеством крепи скважин, поэтому технология его ликвидации нами не рассматривается.

2. Каналами перетока могут служить дефекты в цементном кольце или зона контакта последнего с обсадной колонной или плотным разделом. Мощность непроницаемых перегородок, а следовательно и протяженность каналов перетока, изменяются по скважинам в широких пределах. Однако, как установлено, их поперечные размеры характеризуются зачастую долями миллиметра. В то же время расчеты свидетельствуют о том, что нередко режимы течения флюида в таких каналах близки к ламинарной зоне. Вследствие этого трудно ожидать очистки изолируемых каналов от глинистой корки или продуктов её разрушения. Тампонажный же материал, доставленный в неочищенный канал перетока, часто не выполняет своего назначения.

Из этого следует, что перед проведением изоляционных работ в скважине необходимо создать условия, обеспечивающие очистку каналов перетока от глинистой корки. С этой целью скважину перед остановкой на ремонт необходимо несколько дней отработать при максимально допускаемых депрессиях.

3. При выборе тампонажных материалов исходят из следующих положений.

3.1. Расстояние от перфорационных отверстий в колонне до плотных разделов по скважинам изменяется в широких пределах. По пути к непроницаемой перегородке цементный раствор, ввиду высокой водоотдачи и больших перепадов давления при нагнетании интенсивно отфильтровывает воду в окружающий коллектор. Снижение водоцементного отношения уменьшает подвижность тампонажной смеси вследствие загустевания и приводит к резкому сокращению сроков схватывания вяжущего. При определенных условиях тампонажная смесь может не достигнуть непроницаемой перегородки или перекрыть её незначительную часть, что снизит эффективность изоляции каналов перетока. Указанное явление в значительной мере устраняется при использовании цементных растворов с пониженной водоотдачей.

3.2. Каналы перетока характеризуются исключительно малыми поперечными размерами. Это накладывает жесткие требования на проникающую способность тампонажных растворов.

3.3. Мощность непроницаемых разделов также различна. Поэтому тампонажный материал должен обладать высокими изолирующими свойствами, в частности, повышенной адгезией к стенкам канала перетока.

3.4. С момента приготовления до окончания процесса цементирования под давлением проходит значительное время, часть которого закачанный в скважину тампонажный раствор не может находиться в покое. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению стабильности и сохранению исходной подвижности тампонирующей системы.

4. В качестве тампонирующих материалов следует применять составы на основе минеральных вяжущих, подвергнутые специальной обработке.

4.1. Для снижения водоотдачи цементных растворов рекомендуется использовать реагенты ММЦ-БТР и ПВС-ТР, выгодно отличающиеся от известных: не влияют на сроки схватывания и подвижность цементных растворов, соответственно до 50 и 70 °С, а затвердевший камень обладает улучшенными физико-механическими показателями.

4.2. Для улучшения реологических свойств цементного раствора и их стабилизации во времени, а также повышения прочности тампонажного камня необходимо при приготовлении суспензии использовать гидроактиватор и применять добавки, облагораживающие смесь: окэил, KCGB, полимер ТЭГ с отвердителем ПЭПА, тонкодисперсные окислы кремния и др. Для обеспечения надежного контроля за плотностью цементного раствора при приготовлении суспензии целесообразно использовать осреднительную емкость.

4.3. В качестве составов смесей с высокой проникающей способностью могут использоваться фильтрующиеся системы с ограниченным содержанием твердой фазы - отверждаемые глинистые раствор (ОГР), водные растворы фенолформальдегидных смол, водонерастворимые ГГШ, а также гелеобразующие составы (ВУС, гипан и др.). Наиболее желательно их применение в скважинах с низкой приемистостью. Однако ^пользование перфорационных отверстий в качестве зоны ввода фильтрующейся смеси в каналы перетока нежелательно, так одновременно южно закупорить часть продуктивного пласта. В данном случае слезет использовать специальные перфорационные отверстия в колонне выполненные напротив плотного раздела. При этом весь интервал перфорации предварительно перекрывают пробкой или изолируют.

5. Схема проведения операции и используемые при этом технологические приемы определяются результатами исследований по выявлению причины обводнения скважины.

6. При любом способе цементирования, если не достигнуто требуемое давление нагнетания, следует всю тампонажную смесь задавить в пласт, а затем операцию повторить.

7. После разбуривания цементного моста, к которому приступают после 24 ч ОЗЦ, качество изоляционных работ проверяют геофизическими исследованиями, опрессовкой колонны и вызовом притока жидкости.

8. В комплексе геофизических исследований включаютОТСЭК, ОИП, ИО, ОПП.

9. Опрессовка колонны сама по себе не является достаточным критерием оценки качества изоляции каналов перетока. Однако при этом могут быть выявлены существенные дефекты крепления скважины.

10. Вызов притока - основной при контроле за качеством изоляции каналов перетока, которое считается удовлетворительным, если после создания депрессии в колонне приток постороннего флюида не превышает нормативного значения.

Величину депрессии, а также допускаемый объем притока устанавливают местные геолого-технические службы в зависимости от условий скважины и способа эксплуатации.