Ремонт газовых скважин технология

Басарыгин Ю М: Ремонт газовых скважин

Авторы: Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д.

Название: Ремонт газовых скважин

Год издания: 1998

Впервые рассмотрен комплекс ремонтных работ применительно к газовым скважинам. Представлены все технологические приемы проведения работ, особенно при применении буровых растворов, особенностях их химической обработки.
Для инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности и работников бригад капитального ремонта скважин.

Содержание:

Предисловие
1. Физико-химические свойства газа
2. Промывочные растворы
2.1. Характеристика различных растворов при ремонте скважин
2.2. Истинные растворы
2.3. Коллоидные растворы7
2.4. Суспензии
2.5. Гидрофобные эмульсии
2.6. Глинистый раствор
2.7. Ингибированный глинистый раствор
2.8. Физические параметры глинистого раствора
2.9. Химические параметры глинистого раствора
3. Химические реагенты для обработки глинистого раствора
3.1. Реагенты-стабилизаторы
3.2. Реагенты-понизители вязкости
3.3. Вспомогательные реагенты
4. Утяжелители глинистых растворов, их применение
5. Противовыбросовое оборудование
5.1. Превентор плашечный гидравлический ППГ-156х320
5.2. Малогабаритный превентор для ремонта скважин
5.3. Герметизирующее устройство устья скважин
6. Капитальный ремонт скважин
6.1. Оборудование устья скважин
6.2. Глушение газовых скважин
6.3. Расчет глушения скважины
6.4. Технология глушения скважин трехфазными пенами
6.5. Установка цементных мостов
6.6. Опыт установки цементных мостов в глубоких скважинах предприятия «Кубаньгазпром» с использованием турбулизатора
6.7. Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляро-керам- зитовой смесью
6.8. Чистка песчаных пробок
6.9. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн с помощью установки стальных пластырей
6.10. Предупреждение нефтегазоводопроявлений (НГВП)
6.11. Межколонные перетоки газа и мероприятия по их устране­нию
6.12. Изоляция обводнившихся продуктивных пластов и возврат
на выше- или нижележащие горизонты
6.13. Перфорация в газовой среде
6.14. Операции по натяжению обсадных колонн
7. Внутрискважинное оборудование
7.1. Спуск и установка забойного оборудования
7.2. Особенности спуска и установки забойного оборудования с использованием тяжелых солевых растворов на примере скважины
№ 3 Прибрежного месторождения
8. Механическая и химическая обработка пласта
8.1. Физико-химическая обработка пласта
8.2. Гидравлический разрыв пласта
8.3. Гидропескоструйная перфорация
8.4. Освоение скважин
9. Зарезка и бурение второго ствола
10. Техника и технология ловильных работ
10.1. Печать
10.2. Труболовка
10.3. Метчики
10.4. Колокола ловильные
10.5. Ловитель для ловли труб в скважине
10.6. Ёрш
10.7. Ясс механический
11. Эксплуатация насосно-компрессорных труб
Приложения

Источник

Ремонт газовых скважин

Ремонт газовых скважин – обязательное мероприятие в эксплуатации скважин, которое может предотвратить вывод в бездействие, глубокую и необратимую кольматацию порового пространства в зоне скважины, что может привести к кратному снижению их продуктивности. Ремонт газовых скважин осуществляется с целью предотвращения выбросов, что может привести к ещё большей кольматации пористой среды, и следственно, последующему снижению продуктивности пластов. Это влечёт за собой продолжительные восстановительные работы, а также, существенные затраты на строительство новых скважин.

Для повышения эффективности мероприятий по ремонту газовых скважин и улучшению коллекторских свойств перед основным циклом мероприятий с целью обеспечения временной изоляции (блокады) скважины Компания СНК применяет блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор собственной разработки СНК-2 (эмульсию обратного типа, имеющую внешнюю углеводородную фазу), не смешивающийся с пресными и пластовыми водами.

Раствор СНК-2 достаточно универсальный, эффективен при использовании в карбонатных и терригенных коллекторах, эксплуатирующихся в разнообразном спектре условий: с давлением гидростатического уровня, а так же в диапазоне от аномально низкого до аномально повышенного пластового давления. Рекомендуется к использованию в условиях пластовых температур до 1000С, при этом основная жидкость глушения должна иметь плотность на 2-3 единицы ниже плотности СНК-2, объём закачиваемой композиции рекомендован не менее 1 м3/м. Данный раствор успешно применяется для глушения всех видов скважин.

Дисперсный наполнитель, который входит в состав инвертных дисперсий, содержит элементы правильной сферической формы, существенно понижает трение бурильных труб о стенки скважины, что позволяет эффективно блокировать поровое пространство, не абразивен.

При ремонте газовых скважин для каждой скважины разрабатывается индивидуальная рецептура с учётом её литологии, текущих поровых давлений, глубины проницаемых пластов и прочих факторов.

Полисахаридные (биополимерные) жидкости для промывки и глушения скважин представлены в виде пены и геля на основе модифицированных гуаров. При соединении с сшивающими агентами, они образуют однородную сшитую структуру – происходит эффективная блокировка крупных трещин и мелких пор горных пород.

Источник

Как проводят капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин?

В результате длительной эксплуатации нефтяных или газовых скважин возникает потребность в их ремонте.

Ремонт нефтяных скважин может подразумевать замену насосно-компрессорных труб, починку или замену спуско-подъемных механизмов, очистку обвалившихся частей ствола, его промывку и прочие необходимые мероприятия. Такие операции бывают текущими и капитальными.

Для первых характерен плановый порядок проведения (промывка, прочистка и так далее), а для вторых – масштабная замена используемого оборудования, устранение значительных неисправностей, процедура вторичного бурения, а также углубление или расширение скважинного ствола. Оборудование для капитального ремонта скважин применяется специальное, и перед началом рабочего процесса его необходимо предварительно подготовить. Также на этапе подготовки проводятся исследования ствола и сбор необходимой разрешительной документации.

Текущие процессы обслуживания

Текущий ремонт – это мероприятия, направленные на восстановление оптимального рабочего состояния инструментов и технического оборудования, на смену режима функционирования скважины (например, увеличение или снижение интенсивности, с которой добывается нефть), а также разного рода очистка разных уровней ствола, призванная убрать накопившиеся в процессе эксплуатации отложения.

К таким операциям также относится очистка самого применяемого оборудования. Все текущие мероприятия делятся на профилактические и восстановительные.

Регулярное проведение профилактических обслуживающих операций дает возможность минимизировать риски, связанные с уменьшением объема добываемых ресурсов, разрушением скважинного ствола, с обводнением, засорением прочими негативными моментами.

Периодичность выполнения таких мероприятий находится в зависимости от конкретных параметров эксплуатации, и добывающие компании, как правило, тщательно следят за регулярностью проведения таких действий.

Запланированными текущими профилактическими мерами являются следующие мероприятия:

• очистка ствола от засоров либо путем его промывки, либо механическими способами, либо с применением желонки;
• замена отдельных деталей насосного оборудования;
• устранение повреждений применяемых труб или, в случае возникновения необходимости, их замена;
• замена непригодных к дальнейшей эксплуатации опор и штанг;
• смена параметров опускания насосно-компрессорных труб (НКТ);
• очистка, текущий ремонт или полная замена песчаного якоря.

Восстановительные операции необходимы в случае внезапной аварии, внеплановой поломки оборудования, при восстановлении поврежденных в результате эксплуатационных ошибок инструментов и труб и так далее. Такие ситуации возможны на любом производстве, и такие текущие меры являются внеплановыми и экстренными.

Капитальный вид ремонта скважин

К таким мероприятиям относятся такие действия, как операции по восстановлению трубной колонны, починка колец или их замена, восстановление функциональности забоя, устранение последствий крупных аварий (засыпка или обрушение ствола), а также создание в существующей скважине новых ответвлений либо параллельных рабочих стволов.

Капитальными считаются следующие мероприятия:

• мероприятия по изоляции определенных породных слоев, если это необходимо для восстановления функциональности скважины;
• отключение подземного оборудования с его последующим полным извлечением на поверхность в случаях прекращения эксплуатации месторождения (временного или постоянного);
• капитальный ремонт скважинного ствола;
• формирование второй трубной колонны;
• починка НКТ с целью возвращения им герметичности;
• химические или физические воздействия на породные пласты в области забоя;
• ловильные манипуляции;
• консервация скважины, вызванная либо окончательной потерей её эффективности, либо временным прекращением разработки месторождения, либо ками-то другими причинами.

В процессе капитального ремонта скважины нередко возникают ситуации, когда необходимы так называемые ловильные работы. Необходимость в таких мероприятиях возникает в случаях, когда при эксплуатации горной выработки в её ствол обрываются и падают подземные компоненты применяемого оборудования. Такие падения не только вызывают различные повреждения ствола, но и препятствуют дальнейшей нормально эксплуатации скважины.

Этапы проведения ловильных операций:

№	Полезная информация
1	предварительное глушение скважины
2	спуск диагностического специального оборудования с целью установить характер обрыва и найти неисправные элементы
3	исходя из данных диагностики – выбор типа ловильного приспособления (это могут быть различные виды труболовочных приспособлений, колокола, крюки. «пауки» или овершоты)
4	выбранное на предыдущем этапе устройство опускается в скважинный ствол, после чего производится захват упавшего или оторванного элемента (стоит сказать, что простое извлечение помехи не всегда дает желаемый результат, поэтому на этом этапе часто в комплексе с ловильным применяется и гидравлическое оборудование)
5	в тех случаях, когда извлечение поврежденного оборудования не представляется возможным (например, из-за его большой массы, невозможности его захвата или если его заклинило в стволе), производится бурение нового ствола с одновременной ликвидацией старой скважины

Современные методики проведения ремонтов скважин

Как правило, и текущий, и капитальный ремонт подразумевают применение насосно-компрессорных труб, однако в настоящее время есть и другие типы ремонтной оснастки. Такие приспособления, как правило, используются при капитальных мероприятиях и позволяют выполнять такие манипуляции:

• действия с канатами;
• методы, подразумевающие применение тросов;
• способы с применением гибких труб;
• методики одновременного применения веревок и шлангов;
• технологии одновременного использования кабелей и шлангов.

Справедливости ради стоит сказать, что перечисленные методики полностью исключить использование НКТ не способны, однако с их помощью можно существенно снизить уровень ремонтных затрат в некоторых случаях. Кроме того, применение таких способов существенно облегчает ремонтный процесс и снижает временные затраты на его проведение.

В настоящее время наиболее оптимальным считается сочетание традиционных технологий скважинного ремонта нефтегазовых выработок с использованием кабельного и канатного оборудования.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Источник

Ремонт газовых скважин

Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д.

«Ремонт газовых скважин» М: Недра, 1998.

В первый раз рассмотрен комплекс ремонтных работ применительно к газовым скважинам. Представлены все технологические приемы проведения работ, в особенности при применении буровых растворов, особенностях их химической обработки.

Для инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности и работников бригад капитального ремонта скважин.

1.Физико-химические свойства газа

Промывочные растворы

2.1.Характеристика различных растворов при ремонте скважин.

2.7.Ингибированный глинистый раствор

2.8.Физические параметры глинистого раствора

2.9.Химические параметры глинистого раствора

Химические реагенты для обработки глинистого раствора

3.2.Реагенты — понизители вязкости

Утяжелители глинистых растворов, их применение

Противовыбросовое оборудование

5.1.Превентор плашечный гидравлический ППГ-156х320

5.2.Малогабаритный превентор для ремонта скважин

5.3.Герметизирующее устройство устья скважин

Капитальный ремонт скважин

6.1.Оборудование устья скважин

6.2.Глушение газовых скважин

6.3.Расчет глушения скважины

6.4.Технология глушения скважин трехфазными пенами

6.5.Установка цементных мостов

6.6.Опыт установки цементных мостов в глубоких скважинах предприятия «Кубаньгазпром» с использованием турбулизатора.

6.7.Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляро-керам- зитовой смесью

6.8.Чистка песчаных пробок

6.9.Восстановление герметичности эксплуатационных колонн с помощью установки стальных пластырей

6.10.Предупреждение нефтегазоводопроявлений (НГВП)

6.11.Межколонные перетоки газа и мероприятия по их устранению

6.12.Изоляция обводнившихся продуктивных пластов и возврат

на выше- или нижележащие горизонты

6.13.Перфорация в газовой среде

6.14.Операции по натяжению обсадных колонн

Внутрискважинное оборудование

7.1.Спуск и установка забойного оборудования

7.2.Особенности спуска и установки забойного оборудования с использованием тяжелых солевых растворов на примере скважины № 3 Прибрежного месторождения

Источник