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.

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.

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.

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. (КР-3).

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 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).

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.

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Капитальный ремонт всегда проводится в определенной последовательности

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава V.

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, це­ментного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсе-кателей, газлифтного оборудования.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности:

1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.

Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением тидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направ­ленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необхо­димые неоднократные цементные заливки.

Виды работ по капитальному ремонту скважин приведены в табл. V.I.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

Любому из видов ремонта (см. табл. V.1) предшествуют подготовительные работы.

Наземные сооружения, оборудование, инструменты и конт­рольно-измерительные приборы должны быть (проверены и приведены в соответствие с действующими требованиями, обес­печивающими безопасное проведение работ.

К началу капитального ремонта скважин база производ­ственного обслуживания (БПО) по заказу промысла выпол­няет следующие подготовительные работы:

а) прокладывает водяную и световую линии, ремонтирует
подъездные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и

Дготавливает площадку для трактора-подъемника или подъ­емной установки;

б) сооружает новые и ремонтирует имеющиеся вышки или
Мачты; проверяет состояние оттяжек у вышки или мачты и
меняет пришедшие в негодность; устанавливает оттяжной
ролик;

ответствии с существующими требованиями. Если на скважине смонтирован оттяжной ролик, то трактор-подъемник устанав­ливают на расстоянии, превышающем на 10 м высоту назем­ного сооружения. При работе без оттяжного ролика для пред­отвращения опрокидывания вышки или мачты трактор-подъем­ник устанавливают вплотную к рамному брусу так, чтобы ис­ключить трение ходового конца талевого каната о фермы

В дневное время необходимо проводить работы по оснастке талевой системы; смонтировать промывочное оборудование; соединить шланг с промывочной линией через стояк, снабжен­ный манометром; собрать машинные ключи и на специальных подвесках через блоки с противовесами отрегулировать для свободной работы ими. Верхний машинный ключ должен быть свободно подвешен, а нижний привязан канатом к ноге вышки или мачты.

Подготовка труб

Подготовка труб заключается в следующем.

Для перевозки труб на скважину используют специальный транспорт. При разгрузке и укладке их необходимо следить за тем, чтобы муфтовые концы были обращены к устью. Не до­пускается сбрасывать их, ударять друг о друга, перекатывать или волоком и т. д. Кроме того, с помощью рулетки измеряют длину свободного торца трубы до конца безрезьбовой "ее

При визуальном осмотре на скважине определяют состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. При подъеме с мостков для спуска в скважину трубы шабло-нируют. Если шаблон задерживается в трубе, то ее бракуют, делают красной краской.пометку ~«брак» и относят в сторону.

Подготовленные трубы укладывают штабелями на стелла­жи в порядке очередности их спуска в скважину, а между ря­дами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда должны находиться на общей прямой линии, а последую­щие, вышележащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты. Резервные трубы уклады­вают отдельно.

При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Рекомен­дуется переводник соединить заранее с муфтой последней тру­бы спускаемой секции.

Исследование скважин

Исследование скважины проводят с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера

притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатацион­ной колонне и пройденных скважиной пластов (по каротаж­ной характеристике), а также контроля технического состоя­ния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах (радиоактивные методы исследо­вания). j/ Скважины исследуют для:

выявления и выделения интервалов негерметичности обсад­ных колонн и цементного кольца за ними;

изучения гидродинамических и температурных условий ре­монтируемого участка ствола;

контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, лзолирую-щих патрубков;

оценки качества промежуточных операций и ремонта в це­лом.

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное рзат и межколонное рык давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию из межколонного пространства, уменьшить давление до атмосферного или (для ускорения операции) до некоторого значения р" мк, закрыть викидную линию из межколонного пространства и определить время восстановления Т в давления в этом пространстве от ат­мосферного или от р"мк до рмк. После этого следует заглушить скважину промывочной жидкостью, необходимой плотности и следить за изменением р мк. Продолжение межколонных газо­проявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметич-лому заколонному пространству.)/Если газопроявления прекра­тятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно.!

Местоположение каналов утечки флюидов определяют гео­физическими и гидродинамическими методами. Данные иссле­дования используют при подборе композиций тампонажных растворов, резко реагирующих на изменения температуры и для определения сроков проведения отдельных операций в про­цессе тампонирования скважин.

Тампонажные материалы

Цементы и другие вяжущие вещества, применяемые для тампонирования скважин, называются тампонажными материалами.

Тампонажный цемент - продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести, пластмасс и др.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, способствующих образованию после затворения водой или другой жидкостью раствора, за­твердевающего в прочный цементный камень.

В зависимости от жидкости затворения различают следую­щие тампонажные растворы: водные, водно-эмульсионные (во-донефтяные), нефтецементные (дизельное топливо, предельный керосин, безводные нефти и др.), а по времени начала схва­тывания - быстро схватывающиеся со сроком схватывания ме­нее 40 мин; ускоренно схватывающиеся (от 40 мин до 1 ч 20 мин), нормально схватывающиеся (от 1 ч 20 мин до 2 ч), медленно схватывающиеся (более 2 ч).

Для цементирования скважин лспользуют различные сорта тампонажного портландцемента, показатели которых опреде­ляются техническими условиями.

Тампонажные цементы должны обладать: замедленным на­чалом схватывания; ускоренным началом твердения с соответ­ствующей этому моменту высокой прочностью; низкой прони­цаемостью после схватывания и твердения; большой теку­честью; высокой плотностью.

В зависимости от температуры испытания и условий при­менения различают три класса тампонажных цементов:

а) для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испыта­
ния 22±2 ? С;

б) для «горячих скважин» (ГЦ) с температурой испыта­
ния 75±3°С;

в) для глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ), кото­
рые в свою очередь подразделены на несколько групп (до 100,
120, 150, 170 и 200 °С).

Для цементирования скважин при температуре на забое до 40 °С применяют тампонажный цемент для «холодных» сква­жин, при температуре до 75 °С - тампонажный цемент для «горячих» скважин, при температуре выше 75°С - специаль­ные цементы для сверхглубоких скважин.

Данные о сроках схватывания цементных растворов и проч­ности образцов цементного камня для «холодных» и «горячих» скважин приведены в табл. V.2.

Начало схватывания цементного раствора характеризуется потерей подвижности и загустеванием раствора. На схваты­вание цементного раствора в скважине влияет водо-цементное отношение, степень помола, присутствие и состав воды, нефти и газа, температура и давление.

Водоцементное отношение - отношение массово­го количества воды к массовому количеству сухого цемента (В: Ц). Для цементирования скважин применяют тампонаж­ные растворы с водоцементным отношением от 0,4 до 0,5.

Извлечение упавших труб

Техника извлечения упавших в скважину труб заключается следующем. С помощью печати определяют местонахождение и состояние конца труб. Нарушения могут быть различными:

разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы,ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать инструмент. Нарушенный конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправля­ют торцовыми или кольцевыми фрезерами. Если фрезер с на­правлением свободно проходит вниз (на 1--3 м), то трубу за­хватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитными фрезерами-пау­ками и приступают к работе по исправлению нарушенного кон­ца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке.

Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невоз­можно захватить его наружным ловильным инструментом, то следует обработать конец так, чтобы внутрь его можно было пропустить ловильный инструмент. Такие нарушения обычно исправляют конусным райбером.

При извлечении двух рядов труб может.случиться, что кон­цы обоих рядов находятся на одном уровне или конец второго ряда несколько ниже (на 0,2-0,3 м) конца труб первого ряда. Если диаметр колонны 168 мм, а 114-мм трубы первого ряда оканчиваются муфтой, то невозможно захватить их ловильным инструментом ни внутри, ни за тело. Тогда поступают следую­щим образом:

1) отвинчивают и поднимают муфту 114-мм трубы, захваты­
вают колоколом за резьбу трубы, отвинчивают и поднимают ее;
затем ловильным инструментом захватывают трубы второго ряда;

2) обследуют печатью состояние конца второго ряда труб
и при возможности захватывают их труболовкой, отвинчивают
и поднимают, если это не удается, то дают натяжку и обрывают
часть трубы, чтобы обнажить конец первого ряда 114-мм труб,
захватить их ловильным инструментом и извлечь.

Иногда трубы не удается отсоединить вследствие сильной их искривленности и невозможности вращения. Тогда прибегают к расхаживанию и если этим не получают положительного ре­зультата, то применяют гидравлический домкрат.

Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты. В некоторых случаях эти лен­ты облегают внешней стороной стенки колонны и, оставаясь прижатыми к ним, не препятствуют прохождению вниз ловиль-ных инструментов. Большей же частью они сильно осложняют производство ловильных работ. Тогда во время обследованш печатью часто получают такие же отпечатки, как и при сломе колонны.

Ленты труб извлекают фрезерованием ч (иногда длительно время) с помощью торцовых фрезеров, захватывая « ; колок лами или магнитными фрезерзмл.

Извлечение упавших в скважину насосных труб и штанг. Прихваченные или упавшие насосные трубы и штанги извлекают так же, как и один ряд НКХ Так как во время падения труб со штанговым насосом сравнительно силь­ного удара о забой не происходит, при таких авариях происхо­дит гораздо меньше случаев искривления труб и порчи их концов.

Скважинный штанговый насос обычно извлекают вместе с трубами, но иногда и отдельно. Поэтому для выбора типа ло-вильного инструмента следует точно знать, какой типоразмер насоса был спущен.

При извлечении штанговых насосов, прихваченных песчаной пробкой, промывают скважину для удаления пробки вокруг насоса, а затем захватывают его ловильным инструментом.

При падении насосных труб со штангами (если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри них), ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате обрыва ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы становятся более сложными и принимают затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при создании на их конец нагрузки могут скручиваться в скважине, в результате в ряде случаев образуется клубок изогнутых штанг. В таком случае при их извлечении часто образуется плотный металли­ческий сальник, который приходится вырезать частями торцо­выми или кольцевыми фрезерами.

Во избежание обрыва пойманных штанг и повторного их падения, поднимать бурильные трубы следует замедленно, без резких толчков и рывков.

Вскрытие окна в колонне

Для вскрытия окна в колонне, через которое в последующем предполагается забурить второй ствол, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС. Райберы имеют форму усе­ченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластина­ми из твердого сплава, приваренные стержневым чугуном.

В целях ускорения процесса вскрытия окна в колонне вме­сто комплекта трех фрезеров-райберов типа ФРС применяют комбинированный райбер, райбер-фрезер типа РПМ и другие, обеспечивающие за один рейс полное вскрытие окна в колонне.

Комбинированный райбер (рис. V.11) состоит из трех секций, соединенных между собой. Секции имеют различ­ные диаметры (D t , D 2 и £>з) и длины (/ ь li и / 3) и по мере сра-ботки могут быть заменены.

Первая нижняя секция 1\ - основная рабочая, наклонена к оси райбера под углом « ь равным 8°. Она начинает протирать колонну с момента соприкосновения его с верхним концом от­клонителя. Вторая секция / 2 с углом наклона а 2 =1°30" расши­ряет окно, протертое первой секцией. Третья секция, имеющая

цилиндрическую форму, предусмотрена для обработки стенки окна.

Все боковые поверхности секций райбера армированы плас­тинками из твердого сплава. Угол встречи зуба с колонной в момент резания составляет 10°. Колонна протирается не одно­временно всей поверхностью зуба райбера, а по мере углубле­ния, что облегчает условия работы райбера и бурильной колон­ны. Торцовая часть райбера также усилена пластинками из вы­сокопрочного твердого сплава.

Для циркуляции промывочной жидкости в процессе вскрытия окна в секциях имеются боковые отверстия, расположенные в Шахматном порядке. Конструкция райбера - разборная.

Райбер-фрезер типа РПМ (рис. V.12) предназначен Для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. На ци­линдрической и конической поверхностях корпуса прорезаны пазы и запрессованы каскады режущих зубьев. В корпусе

предусмотрены промывочные отверстия для выхода циркуля­ции.

При вскрытии окна комплектом из трех фрезеров-райберов работы производят последовательно, начиная с райбера № \ г имеющего наименьший размер, при нагрузке 20-30 кН и часто­те вращения 40-60 об/мин. По мере углубления райбера час­тоту вращения увеличивают до 50-70 об/мин при той же осе­вой нагрузке. После вскрытия окна длиной 1,4-1,6 м от конца отклонителя, т. е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80-90 об/мин, а осевую нагрузку снижают до 10-15 кН.

Райбером № 2 при нагрузке 10-15 кН разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1, по всей длине отклонителя. Райбером № 3 обрабатывают стенки окна и обес­печивают выход в породу при осевой нагрузке до 10 кН и час­тоте вращения ротора 80-90 об/мин.

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер № 3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера сохраняется в пределах не ме­нее 142 мм. В противном случае рекомендуется обработать окно еще одним райбером диаметром 143 мм.

При использовании комбинированного райбера и райберов типа РПМ осевую нагрузку рекомендуется поддерживать в пре­делах 15-30 кН при частоте вращения ротора 60-90 об/мин.

Вскрытие окна производят, не превышая заданной осевой на­грузки. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к прежде­временному выходу его за колонну, и окно получается укорочен­ным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных по величине и по знаку "напряжений в теле буриль­ных труб, что приводит к довольно быстрому появлению уста­лости металла и, как следствие, - к поломке бурильных труб в утолщенной части. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в окне в результа­те образования «мертвого» пространства - необработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стен­ки райберами практически невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель, и повторять работы по вскрытию нового окна.

Во избежание этого над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров. Для вскрытия окна в скважинах с двумя-четырьмя клапанными и винтовыми колоннами диаметром 168 мм и более требуется длительное время и повторная проработка окна рай­берами разных номеров. Для облегчения и ускорения этого.про­цесса целесообразно уменьшить число рядов обсадных колонн в интервале окна отвинчиванием или торпедированием. Но вна­чале необходимо определить длину свободной части колонны При большой разнице в диаметрах колонн окно во внутренней

колонне прорезается на всю длину скоса клина отклонителя, а затем в за­висимости от соосности и длины про­света необходимо начать продольную прорезку в значительном интервале последующих колонн до выхода рай­бера в грунт. В этих случаях окно ре­комендуется вскрывать удлиненными райберами, снижая осевую нагрузку на них.

ВНИИБТ разработал и внедрил новую технику и технологию зарезки и бурения второго ствола, сущность ко­торых заключается в следующем.

С помощью универсального выре­зающего устройства (УВУ), которое исключает применение отклонителей и райберов, полностью вырезают часть обсадной колонны длиной 5-6м в на­меченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127, согласно проектному профилю, бурят второй ствол с заданным отклонением.

Универсальное вырезаю­щее устройство (рис. V.13) предназначено для полного удаления части эксплуатационных колонн диаметром 168-219 мм.

Поршень 2, имеющий отверстия для прохода промывочной жидкости, снабжен металлокерамическими насадками и уплот-нительными манжетами. Возвратная пружина 4 служит для воз­врата поршня 2 и толкателя 5 в исходное положение. Рез­цы 7 -съемные, располагаются в прорезях корпуса / и удер­живаются толкателем, пальцами и опорным кольцом. Прореза-ние стенки обсадной трубы осуществляется "прорезными резца­ми, армированными твердым сплавом, а торцевание тела тру­бы-торцующими резцами, снабженными заменяемыми твердо­сплавными вставками.

Промывочная жидкость, "Проходя через отверстия в поршне создает перепад давления, под действием которого толкатель выдвигает резцы из корпуса. При этом резцы поворачиваются относительно съемного опорного кольца, которым воспринимает­ся реактивная сила от осевой нагрузки при торцевании трубы ращение устройства осуществляется ротором.

Проверку внедрения резцов в тело обсадной трубы в началь­ный период прорезания окна необходимо производить без на­грузки в течение 10-15 мин. Дальнейшее прорезание колонны осуществляют постепенным увеличением осевой нагрузки до

5-10 кН при расходе жидкости 10-12 дм*. По мере сработки резцов торцевание колонны производят увеличением осевой на­грузки от минимальной до 50 кН при том же расходе. Для за­мены резцов устройство поднимают на поверхность после резко­го падения механической скорости фрезерования тела трубы.

После вскрытия в "эксплуатационной колонне приступают к процессу бурения второго ствола.

Режимы бурения

Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расхо­дом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребыва­ния долота на забое.

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

Оптимальным называют режим, установленный с уче­том геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких коли­чественных и качественных показателей при минимальной стои­мости 1 м проходки.

Специальным называют режим, установленный для за-буривания второго ствола и последующего бурения в осложнен­ных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, по­глощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.

Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы ниж­ней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжа­тие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной ко­лонны и искривлению ствола скважины. Поэтому в нижней ча­сти бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В про­цессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа.

Заданная нагрузка,на долото контролируется гидравличе­ским индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забури-вания второго ствола должна быть равномерной при скорости проходки 3-4 м/ч.

Частота вращения долота должна быть в пределах 40- 60 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать не менее чем на 5-6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме.

После спуска очередного долота при нагрузке 15-30 кН про­рабатывают интервал 10-15 м от забоя. В течение нескольких минут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опо­ры долота приработались, а затем увеличивают ее до требуе­мого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда, и поддерживают постоянной.

Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.

Успешное бурение второго ствола до проектной глубины ис последующие работы во многом зависят от качества и количе­ства промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от ско­рости восходящего потока в затрубном пространстве.

Борьба с обвалами

Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине:

1) значительное повышение давления на выкиде буровых
насосов;

2) резкое повышение вязкости бурового раствора;

3) вынос раствором на дневную поверхность большого коли­
чества частиц обваливающихся пород;

4) при спуске инструмент не доходит до забоя;

5) затяжки инструмента в процессе его подъема.
Основные мероприятия по борьбе с обвалами:

1) .применение бурового раствора, исключающего обвалы;

2) сокращение до минимума непроизводительных простоев и
поддержание необходимого в условиях ожидаемых рбвалов ре­
жима бурения;

3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в
затрубном пространстве.

Разобщение пластов

После окончания бурения второго ствола и проведения элек­трометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементирова­нии для предохранения от обвалов и изоляции пластов.

Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колон­ны или хвостовика, подразделяются на четыре этапа: подготов­ка бурового оборудования и инструмента; подготовка обсадных труб; подготовка ствола скважины; спуск колонны.

Подготовка бурового оборудования и инст­румента. Перед спуском эксплуатационной колонны тща­тельно проверяют подъемное оборудование и инструмент. Выш­ку (мачту) осматривают, проверяя болтовые соединения в уз­лах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго верти­кальной, так как небольшой перекос ее вызовет большие за­труднения при спуске колонны. Необходимо также проверить исправность подъемного механизма (лебедки, трактора-подъем­ника), силовых двигателей, прочность их крепления, состояние | отдельных узлов. Особое внимание при этом следует уделять тормозной и талевой системам и талевому канату. В случае не­обходимости талевый канат "следует заменить. Затем необходи­мо проверить насосы и манифольдную линию; наличие и ис­правность элеваторов, круговых ключей, шаблонов и слайдера.

Подготовка обсадных труб. Обсадные трубы* пред-! назначенные для спуска в скважину, необходимо заблаговре­менно доставить на скважину и внимательно осмотреть под ру- ководством мастера по капитальному ремонту скважин.

Трубу укладывают на приемном мосту, каждую нумеруют и замеряют ее длину. Резьбу труб и муфт тщательно очищают

щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Дефект­ные трубы отбраковывают при осмотре, а также в процессе свинчивания их во время спуска. Если в процессе навинчивания ручным способом труба на 5-6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также заменяют, если она свобод­но завинчивается вручную до конца резьбы. Для замены отбра­кованных труб на скважине необходимо иметь их запас (5% от длины спускаемой колонны).

Одновременно с обсадными трубами на скважину доставля­ют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успеш­ный спуск и цементирование.

Конструкция низа эксплуатационной колонны состоит из. башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного пат­рубка, обратного клапана, упорного кольца и скребков. Реко­мендуется для успешной эксплуатации горизонта с низким плас­товым давлением с целью предотвращения цементации пор и. облегчения условий освоения скважины эксплуатационную ко­лонну спускать с готовым фильтром. В этом случае конструк­ция низа колонны должна состоять из башмачной направляю­щей пробки, башмака, фильтра необходимой длины, удлинен­ной воронкообразной муфты с прямым клапаном, короткого за­ливочного патрубка, эластичной брезентовой воронки, обратно­го клапана и упорного кольца.

При спуске хвостовика конструкция низа аналогична описан­ной выше с той лишь разницей, что в процессе цементирования без использования заливочных пробок упорное кольцо не уста­навливают и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.

Подготовка ствола к спуску колонны. Для ус­пешного спуска эксплуатационной колонны ствол скважины от окна до забоя расширяют (прорабатывают) гидравлическим расширителем или эксцентричным долотом с таким расчетом, чтобы диаметр ствола не менее чем на 15-20% был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащих спуску. Скорость проработки ствола не должна превышать 12-15 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, осевая нагрузка на до­лото-на 20-30% меньше, чем в.процессе бурения при макси­мальной подаче насосов. Качество бурового раствора должно отвечать требованиям геолого-технического наряда. После про­работки скважину промывают в течение времени, необходимом для замены одного или двух объемов жидкости в ней.

Для крепления второго ствола спускают сплошную колонну или хвостовик.

Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой проводили рабо­ты, деформирована выше вскрытого окна или имеет большой диаметр. При этом необходимо следить за соблюдением очеред­ности спуска обсадных труб "и за показаниями гидравлического индикатора массы.

При понижении нагрузки на крюке следует ствол скважины промыть до восстановления нагрузки, затем продолжать спуск. Первую нижнюю трубу пропускают через окно с промывкой. Кроме того, промывать скважину необходимо в интервалах, предусмотренных планом спуска колонны. Проверка доведения колонны до забоя достигается допуском труб с промывкой сква­жины. При этом нагрузка не должна превышать 20-40 кН.

Хвостовик спускают на бурильных трубах со специаль-

ным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика
должен располагаться в эксплуатационной колонне на 15-
20 м выше вскрытого окна. Верхнюю часть его оборудуют ворон­
кой, наибольший диаметр которой должен быть на 10-12 мм
меньше внутреннего диаметра колонны, в которой производи­
лась зарезка. Нижнюю трубу пропускают через окно с промыв­
кой скважины. При спуске последующих обсадных или буриль­
ных труб их заполняют буровым раствором. После окончания

спуска труб навинчивают ведущую бурильную трубу, восстанав-ливают циркуляцию и проверяют состояние забоя промывкой.

Цементирование колонны

Цементирование обсадной колонны -одна из самых ответст-

венных операций, от успешности которой зависит дальнейшая
нормальная эксплуатация скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида ко­лонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвосто-

Одноступенчатое цементирование. После окон­чания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе

подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают сква-

жипу для предотвращения прихвата колонны. Башмак ее уста­навливают на 1-2 м выше забоя, устье оборудуют цементиро­вочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора.

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвин-

чивают стопорные болты на цементировочной голоэке*и закачи­вают расчетное количество продавочного бурового раствора.

Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца

«стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый

удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъ-

емом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную

головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной

заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементно­го раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в ниж­нюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бу­рильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъ­ема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой и путем вращения инструмента по часовой стрелке осво­бодить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вы­мыть излишек цементного раствора. Через 16-20 ч электротер­мометром следует определить высоту подъема цемента за ко­лонной, оборудовать устье скважины (в случае спуска сплош­ной колонны), испытать колонну на герметичность и перфори­ровать в интервале продуктивного пласта.

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола - испытание эксплуа­тационной колонны на герметичность, перфорирование отверс­тий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вы­зов притока нефти или газа из пласта).

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН [ЛС]

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

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность
ее устранения, а также невозможность использования скважины
для других целей, например: в качестве наблюдательной, нагне­
тательной, пьезометрической и т. д.

2. Отсутствие нефтенасыщенных горизонтов, вскрытых дан­
ной скважиной, и невозможность ее использования для других
целей (углубление, переход, использование в качестве погло­
щающей для закачки сточных вод и т. д.).

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

4. Расположение скважины в застроенных ".и занятых зонах
(предприятия, жилые массивы, водохранилища и т. д.) или в
зонах стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т. д.).

Материалы по ликвидации скважин оформляют в соответ­ствии с существующими положениями и согласуют с органами государственного горно-технияескэго надзора.

В процессе ликвидации скважины извлекают подземное обо­рудование и максимально возможное число обсадных труб, изо­лируют вскрытые пласты и устанавливают ipenep. Объем и ха­рактер работ зависят от их назначения, конструкции и состояв* ствола. Работы по ликвидации новых скважин, в которые спу-

щеньт только технические колонны (без эксплуатационной), за­ключаются в следующем.

В непродуктивных интервалах в данной скважине устанав­ливают цементные мосты высотой, равной толщине пласта плюс.20 м выше кровли и ниже подошвы. Над кровлей верхнего пла­ста цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м. Ствол заполняют буровым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, то допускается извлечение техниче­ских колонн, при этом в башмаке последней остающейся ко­лонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером следую­щим образом. При оставленной технической колонне на сплюс­нутой сверху трубе диаметром 73 мм на глубину не менее 2 м опускают деревянную пробку и заливают скважину до устья цементным раствором. Над устьем сооружают бетонную тумбу размером 1,0x1,0x1,0 м. Высота репера над этой тумбой долж-. на быть не менее 0,5 м.

При извлеченной технической колонне репер устанавливают в кондукторе или шахтовом направлении, а затем сооружают тумбу размером 1,0X1,0X1,0 м.

Ликвидацию скважин после их опробования при спущенной эксплуатационной колонне производят так же, как описано выше. Обсадные колонны в этом случае извлекают, если залежь чисто нефтяная и отсутствуют напорные минерализованные.пластовые воды, загрязняющие верхние пресные воды.

Если невозможно извлечь обсадные колонны, то устье закры­вают глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем или заглушкой, после чего устанавливают репер.

Ликвидационные работы в эксплуатационных скважинах в связи с полным истощением продуктивных пластов и их обвод­нением, а также в нагнетательных и наблюдательных скважи­нах, которые в дальнейшем не могут быть использованы для других целей, производят так же, как было описано.

Работы в скважинах, подлежащих ликвидации "вследствие технических причин или некачественной проводки и аварий, проводят по специальным прое

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.