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

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.

Оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин (КРС) - комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, установкой и извлечением подземного оборудования, ликвидацией аварий, осложнений и консервацией и ликвидацией скважин, а также с работами, требующими предварительного глушения продуктивных пластов (для газовых скважин), установки противовыбросового оборудования.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами.

Оборудование для капитального ремонта скважин состоит из:

· Неагрегативного компануемого оборудования (вышки, насосы, роторы, талевые системы, подъемники).

· Агрегатированного оборудования (установки);

· Инструмента для внутрискважинных работ (долота, трубы, ловильный инструмент);

· Инструмента для СПО (элеваторы, ключи).

Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего заключается в широком использовании комплекса бурового оборудования.

Все работы по капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение - вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО). Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Агрегаты капитального ремонта предназначены для ликвидации нарушений герметичности или формы ствола скважины (нарушение герметичности обсадной колонны и цементного кольца или смятие обсадной колонны), ликвидации сложных внутрискважинных аварий и для ремонта фильтровой части скважины. Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Для освоения и ремонта скважин используют самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой 500 кН (рисунок 5). Данный агрегат предназначен для:

· разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 146 и 168 мм и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);

· спуска и подъема насосно-компрессорных труб;

· установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;

· проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;

· проведения буровых работ.

Рисунок 5. Агрегат А-50У для ремонта скважины: 1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия; 5 - промежуточный вал; 6 - гидродомкрат для подъема вышки; 7 - талевая система; 8 - ограничитель подъема талевого блока; 9 - лебедка; 10 - вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор.

Взамен агрегата А-50У выпущен модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.

Для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями используют подъемные установки типа АзИНмаш-37 (рисунок 6).

Подъемные установки этого типа подразделяются - на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260. Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Рисунок 6. Подъемная установка АзИНмаш-37: 1 - талевая система; 2 - вышка; 3 - силовая передача; 4 - передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 - лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора.

Широко применяются тракторные подъемники ЛПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А», «Бакинец-3М», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» и др.

Для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием) предназначены агрегаты подъёмные АПРС-32 и АПРС-40.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями предназначен тракторный подъемник АзИНмаш-43П. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный Т-100МЗ.

Для спуско-подъемных операций в процессе капитального ремонта нефтяных и газовых скважин предназначены подъемные установки типа УПТ. К ним относятся: УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б. Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Установки укомплектованы механизмами для свинчивания - развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока.

В отличие от УПТ-32, установки УПТ1-50 и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Для разрушения гидратных и парафиновых пробок, закачки в скважину технологических жидкостей, цементирования скважин в призабойной зоне, геофизических исследований используют мобильную установку УПД-5М. УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика.

Рисунок 7. Подъемная установка УПТ1-50: 1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7 - управление; 8 - кабина машиниста; 9 - гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки.

Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для про-ведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг.

Трубные элеваторы - для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров:

· элеваторы ЭЗН - одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15, 25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп.

· элеваторы ЭГ - одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т.

· элеваторы ЭХЛ для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 - 40 т.

Штанговые элеваторы ЭШН (рисунок 8) - для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая - для штанг Ж25.

Рисунок 8. Элеватор штанговый ЭШН: 1 - шайба; 2 - шплинт; 3 - штроп; 4 - винт; 5 - вкладыш; 6 - втулка; 7 - корпус

Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) и трехрогие (исполнение II).

Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Для капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ предназначены автоматы типа АПР.

Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР.

Для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину предназначены спайдеры.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин используют механический гидроприводной ключ КПР-12.

Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором.

Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин предназначен ключ трубный типа КТЛ. Он обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса с регулируемыми зажимными плашками применяют круговой ключ штанговый КШК.

Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

При ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра применяются ключи цепные. Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются.

Для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине предназначены герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73.

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.