Презентация на тему Капитальный ремонт скважин. Основные виды работ
Презентация на тему Капитальный ремонт скважин. Основные виды работ, предмет презентации: Разное. Этот материал содержит 13 слайдов. Красочные слайды и илюстрации помогут Вам заинтересовать свою аудиторию. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас — поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций ThePresentation.ru в закладки!
Слайды и текст этой презентации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Капитальный и подземный ремонт скважин
Тема:
Капитальный ремонт скважин: основные виды работ
Старший преподаватель Т.В. Леонова
«КЛАССИФИКАТОР» КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ СКВАЖИН
ремонтно-изоляционные (шифр КР-1);
устранение негерметичности эксплуатационной колонны (КР-2);
устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (КР-3);
переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4);
внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеров-отсекателей (КР-5).
Шифром КР-6 обозначается комплекс подземных работ, связанных с бурением,
КР-7 – с обработкой призабойной зоны;
КР-8 – исследование скважин;
далее идет перевод скважин на использование по другому назначению (КР-9),
ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (КР-10)
и, наконец, консервация и расконцервация скважин (КР-11).
Завершают классификатор прочие виды работ, обозначаемые как КР-12.
«ИСПРАВЛЕНИЕ СМЯТОГО УЧАСТКА КОЛОННЫ»
Один из наиболее распространенных повреждений
Исправление его производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров.
С помощью оправочных долот : медленном проворачивании их не более чем на 30 градусов. Осевая нагрузка при этом выбирается в зависимости от диаметра обсадных и бурильных труб.
С помощью грушевидных фрезеров : производят также при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с теми показателями, которые мы только что рассматривали. При этом нужно учесть, что не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковых поверхностях.
Контролируют качество работ по исправлению смятия участка колонны с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.
2 способа
— методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр
— с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта.
Ремонт методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняется с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.
«ТЕХНОЛОГИЯ УСТАНОВКИ СТАЛЬНОГО ПЛАСТЫРЯ»
ТЕХНОЛОГИЯ
на устье скважины собирают дорн с продольной гофрированной трубой
устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны.
соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб
создают давление с помощью насоса цементированного агрегата и производят запрессовку пластыря.
пластырь приглаживают дорнирующей головкой при избыточном давлении в 12Мпа не менее 4-5 раз.
После подъема колонны с дорном осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию по утвержденному плану.
«ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ, ДОПУЩЕННЫХ В ХОДЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЛИ РЕМОНТА»
В зависимости от вида аварий на скважину доставляют комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и тому подобное. Работы по ликвидации аварий производят с соблюдением ряда общих правил.
При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.
При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.
При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.
«ТЕХНОЛОГИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЕ ОБОРВАННЫХ ТРУБ»
спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы
спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы. (в зависимости от характера обрыва – это может быть разрыв, смятие, вогнутость краев и так далее )
Вырезание бурильной, а также насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов
Отдельные предметы из скважины извлекают после предварительного обследвания свинцовыми печатями характера и места их нахождения. Возможно применение труболовок, колокола, метчиков, овершота, магнитных фрезеров и фрезеров-пауков.
работы обязательно проводят с промывкой скважины.
Если предмет не удается захватить целиком и извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, которые потом захватывают ловильными инструментами и поднимают на поверхность.
Канат, кабель и проволоку можно извлечь с помощью удочки, крючка и т.п.
«ПЕРЕВОД НА ДРУГИЕ ГОРИЗОНТЫ И ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ»
Цель : Увеличение дебита скважины и притока
ремонтные работы по переходу на другие горизонты заключаются в отключении нижнего перфорированного горизонта и вскрытии перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот
устанавливают цементный мост методом тампонирования под давлением, засыпки песком или установки разбуреваемых пакеров самостоятельно
используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.
Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае ее негерметичности, но в любом случае планируемая дипрессия на продуктивный горизонт должна составлять после ремонта более 5 МПа.
«ПЕРЕВОД СКВАЖИН ИЗ ОДНОЙ КАТЕГОРИИ В ДРУГУЮ»
Чаще всего это освоение скважин под нагнетательные, что повышает приемистость или под отбор технической воды.
обработки призабойного пласта, которую проводят в зависимости от результатов исследований.
Пласт дренируется самоизливом, с помощью СВАБа, штанговым глубинным или электрическим центробежным насосом.
комплектуют скважинное оборудование – какой тип и марка насосов будут применяться после перехода скважины в другую категорию.
Определяют коэффициент продуктивности и характера притока жидкости.
проводят работы по изоляции верхнего или нижнего пласта по отношению к пласту, в который велось закачивание воды.
На устье специальных скважин устанавливают оборудование, обеспечивающее их сохранность и возможность спуска в них исследовательских приборов и аппаратуры
применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта, а также чтобы срезать трубу в скважине при ремонтных работах.
два варианта перфорации – точечная и щелевая В первом – канал образуют при неподвижном перфораторе, во втором – перфоратор движется.
Для проведения гидропескоструйной перфорации необходимы перфораторы, насосно-компрессорные трубы, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковая катушка или превентор, а также жидкость – носитель и кварцевый песок.
В качестве жидкости – носителя используют дегизированную нефть, 5-6% раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрезняющий коллектор.
«ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА»
применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта.
необходимо определить оптимальную длину трещены в зависимости от проницаемости пласта.
необходимо учитывать радиус зоны дренирования и близость нагнетальных скважины.
Для повышения эффективности гидроразрыва предворительно применяют гидропескоструйную перфорацию.
Основными технологическими параметрами для контроля за процессом гидроразрыва пласта следует считать темп и объемы закачки, устьевое давление, а также концентрацию песка либо проппанта в суспензии.
«КОНСЕРВАЦИЯ И РАСКОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН»
Причины консервации :
обводнения продуктивных горизонтов месторождения пластовыми водами
Исключение возможности размыва фундаментов
Предупреждение смешения вод различных водоносных горизонтов
Исключение возможности попадания в скважину посторонних предметов и т.д.
Выполняются работы :
Извлечение из скважин обсадных труб.
Надежное перекрытие водоносных горизонтов.
Закрытие устья и установка опознавательного знака в устье скважины.
Демонтаж буровой установки.
1.Пласт ПИ
2.Цемент. пробка
3.Деревянная пробка
4.Водоносный горизонт
5.Водоупорная порода
Источник
Презентация на тему «Основы технологии текущего и капитального ремонта скважин»
Описание презентации по отдельным слайдам:
Основы технологии текущего и капитального ремонта скважин
Общие положения Капитальный ремонт скважин (КРС) — комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке и др. Текущий ремонт скважин (ТРС) — комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от АСПВ и песчаной пробки.
Виды работ при ПРС (текущий ремонт скважин) Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации); Перевод скважин на другой способ эксплуатации; Оптимизация режима эксплуатации; Ремонт скважин оборудованных ШГН; Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН; Ремонт фонтанных скважин; Ремонт газлифтных скважин; Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин; Очистка, промывка забоя; Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.
Подготовительные работы к ТРС Глушение скважины; Передислокация оборудования и бригады; Проверка работоспособности подъемных сооружений и механизмов; Подбор и проверка инструмента и комплекта устройств; Перед демонтажем АУ убеждаются в отсутствии ГНВП; Долив жидкости глушения для поддерживания противодавления; Замеряют длины НКТ при СПО (данные записывают в рабочий журнал); Укладка поднятых труб на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.
Агрегаты для ремонта скважин: «АзИНМаш-37А», А-50М, УПТ1-50, АР-32, АПРС-40 и др. Подъемный агрегат А2-32
Виды работ, выполняемые при КРС Ремонтно-изоляционные работы (РИР); Устранение негерметичности ЭК (РИР); Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта (ЛАР); Переход на другие горизонты и приобщение пластов; Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ; Комплекс подземных работ, связанных с бурением (ЗБС); Обработка призабойной зоны (ОПЗ); Перевод скважины на использование по другому назначению; Консервация и расконсервация скважин; Ликвидация скважин.
Зарезка и бурение бокового ствола Проектирование профиля с учетом цилиндра допуска
Общие положения ЗБС Зарезка и бурение бокового ствола – метод восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически невозможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно. Отклонение нового забоя от старого должно быть больше радиуса зоны выработки. В противном случае возможны различные осложнения в процессе бурения, будет затруднен нормальный приток жидкости в скважину после проведения работ. На практике принимают оптимальным отклонение нового забоя от старого в пределах 13 –15 метров. Вскрывать окна рекомендуется в глинистых интервалах. В скважинах, где окна вскрывают против слабосцементированных песков, наблюдаются размывы и осыпи, а вскрытие против крепких пород приводит к тому, что второй ствол не отходит от основного и бурится рядом с ним. Если бурение бокового ствола ведется в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, то возможно поглощение промывочной жидкости. В таких случаях рекомендуется вести бурение без выхода промывочной жидкости.
Источник
Презентация на тему Капитальный ремонт скважин
Презентация на тему Капитальный ремонт скважин, предмет презентации: Разное. Этот материал содержит 42 слайдов. Красочные слайды и илюстрации помогут Вам заинтересовать свою аудиторию. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас — поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций ThePresentation.ru в закладки!
Слайды и текст этой презентации
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
СКВАЖИН
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 .
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
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
Классификатор капитальных ремонтов скважин
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
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.
Исправление смятых участков эксплуатационных колонн
Выбор осевой нагрузки на справочное долото в зависимости
от размеров обсадных и бурильных труб
Контроль качества работ производят с помощью оправочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.
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 м3/(ч • М Па), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);
выбирают тип и объем тампонажного раствора;
приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;
при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;
при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.
Производят глушение скважины.
Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.
Поднимают НКТ и скважинное оборудование.
Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.
Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости.
Исправление негерметичности цементного кольца.
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.
Анализируют геолого-технические характеристики
пласта и работу скважины:
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.
Наращивание цементного кольца за обсадной колонной
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.
Устранение негерметичности обсадной колонны
При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
При приемистости 0,5 м3/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы.
Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:
замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
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 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.
Предусматривается следующая последовательность операций:
После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.
При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
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.
Технология установки стального пластыря в обсадной колонне
в общем, виде следующая:
Креплению слабосцементированных пород в призабойной зоне подлежат скважины, эксплуатация которых осложнена выносом песка.
Для борьбы с выносом песка, в зависимости от конкретных геолого-технических условий, применяют следующие технические приспособления и материалы:
1) установка фильтров;
заполнение заколонного пространства гранулированными материалами или отсортированным песком;
термические и термохимические способы;
металлизация;
синтетические полимеры;
песчано-смолистые составы;
пеноцементы.
Крепление призабойной зоны с использованием вяжущих материалов осуществляют методом консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн) растворами, после отверждения, которых образуется проницаемый пласт. При наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением заполняют отсортированным кварцевым песком.
Крепление слабосцементированных пород в ПЗП
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин
Подготовительные работы.
Составляют план ликвидации аварии.
В плане предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды.
План ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов согласуют с противофонтанной службой и утверждают главным инженером предприятия.
Работы по ликвидации аварии в соответствии с утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.
Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т.п. (см. приложение –аварийный инструмент)
При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.
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 безопасности.
Извлечение оборванных НКТ из скважины производят при последовательном выполнении следующих операций:
спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы;
в зависимости от характера оборванного участка (разрыв, смятие, вогнутость краев и т.п.) спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы.
Извлечение прихваченных цементом труб производят в следующей последовательности.
Отворачивают и поднимают свободные от цемента трубы.
Обуривают зацементированные трубы трубным или кольцевым фрезером. Длина фрезера с направлением должна быть не менее 10 м.
Фрезерование и отворот труб производят с таким расчетом, чтобы конец остающейся в скважине трубы был отфрезерован. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН.
Вырезание бурильных труб и НКТ диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов. НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы — внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия.
Извлечение из скважины отдельных предметов осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. В качестве ловильного инструмента применяют:
труболовки,
колокола,
метчики,
овершот,
магнитные фрезеры,
фрезеры-пауки.
Ловильные работы производят с промывкой. Извлекаемые предметы предварительно фрезеруют. В случае если предмет не удается извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины.
Извлекают из скважины канат, кабель и проволоку
при помощи 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
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 применяют 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, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.
При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемистости пласта до 2 м3/(ч • МПа) и цементный раствор и его модификации — при приемистости более 2м3/(ч . МПа).
Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего эксплуатировавшегося, проводят по технологии отключения верхних пластов.
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 перфорации отключаемого горизонта.
Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.
Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.
При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.
Перевод скважин на использование по другому назначению
Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.
Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки месторождений.
Работы по переводу скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.
В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы.
Определение герметичности эксплуатационной колонны.
Определение высоты подъема и качества цемента за колонной.
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
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 колонны 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 спускного клина. Спуск отклонителя до головы моста контролируют по показаниям индикатора массы (2-3 деления). При осевой нагрузке 30—40 кН срезают нижнюю шпильку и перемещают подвижной патрубок по направляющей трубе. При дальнейшем увеличении осевой нагрузки до 100 кН 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 следует постепенно увеличивать от 5 кН, в период приработки райбера, до 50 кН, при вскрытии «окна», а при выходе райбера из колонны этот показатель уменьшают до 10-20 кН.
Зарезка новых стволов
Оптимальную осевую нагрузку при вырезании «окна» выбирают в зависимости от диаметра райбера, и она должна составлять 2 кН 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
Технология прорезания «окна» в обсадной колонне.
Источник