Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Тема: Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Старший преподаватель Т. В. Леонова

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Состав работ при подготовке к ремонту Глушение Подготовка ПР Передислокация труб к ТКРС Расстановка Оборудования Подготовка устья

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение ЧТО ТАКОЕ ГЛУШЕНИЕ ? “Глушение” скважины соответствует операции по замене скважинной жидкости на специальный технологический состав, как правило, с повышенным удельным весом (“жидкость глушения”, “задавочная жидкость”). Цель операции – исключить возможный излив скважиной жидкости на устье за счет создания, противодавления на флюидосодержащие пласты (Рзаб. > Рпл. ).

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Перед началом ремонтных работ подлежат глушению: ØСкважины с пластовым давлением выше гидростатического. ØСкважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазоводопроявления.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Какие скважины можно не глушить ? Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без и предварительного глушения допускается на скважинах: ü оборудованных глубинными клапанами-отсекателями ü на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой, и передается подрядчику ТКРС.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Все жидкости глушения классифицируются на: Основные (далее ЖГ) – широко применяемые растворы солей и высокоминерализованные пластовые воды (предъявляемые требования приведены ниже); Буферные (блокирующие) ( далее БС) – используются реже основных, при аномальных условиях глушения в виде дополнительных пачек, ограниченных по объему.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Требования предъявляемые к ЖГ Жидкость глушения должна: 1. иметь плотность достаточную для обеспечения необходимого противодавления на флюидосодержащие пласты, 2. обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, 3. быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор, 4. быть совместимой с пластовыми флюидами, 5. исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами, 6. иметь фильтрат, обладающий ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении р. Н пластовой воды, 7. исключать образование водных барьеров и способствовать гидрофобизации поверхности и снижению капиллярных давлений в поровом пространстве коллектора за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз “жидкость глушения – углеводородный пластовый флюид”,

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Требования предъявляемые к ЖГ 8. быть негорючей, взрыво- и пожаробезопасной, нетоксичной, 9. обладать низким коррозионным воздействием на металл обсадных труб и скважинное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0, 1… 0, 12 мм/год), 10. быть термостабильной в диапазоне рабочих температур, 11. обладать достаточной морозостойкостью (не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях), 12. содержать нейтрализатор сероводорода при использовании на месторождениях с наличием сероводорода, 13. быть технологичной в приготовлении и использовании, 14. иметь технологические свойства, регулируемые введением совместимых друг с другом реагентов, 15. обладать рецептурой, позволяющей регулировать вязкостные и структурно-механические свойства с целью предотвращения поглощения продуктивным пластом

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Требования предъявляемые к ЖГ Жидкость глушения не должна: 1. образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода, 2. содержать механических примесей с размером частиц более 10 мкм (общее содержание механических примесей не должно превышать 0, 1 г/л), 3. готовиться на основе (техническая или пластовая вода), загрязненной примесями минеральных и синтетических веществ и нефтью.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение ρжг = 1, 05 × Рпл / Н × 9, 8 × 10 -6, кг/м 3, где: Рпл – пластовое давление, МПа; Н – расстояние от устья скважины до верхних интервалов перфорации по вертикали, м 1, 05 – коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Vжг = (Vэк - Vнкт - Vшт) × 1, 1, м 3, где: V эк = (π × D 2 /4) × Н – внутренний объем эксплуатационной колонны, м 3 V эк = (π × D 2 /4) × Н г - внутренний объем эксплуатационной колонны горизонтальной скважны, м 3 Н – глубина скважины по стволу, м Н г – глубина гориз. скважины от устья до начала горизонтального участка ствола, м D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м 1, 1 – коэффициент запаса Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м 3 Vшт – объем, вытесняемый металлом штанг, м 3

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение В зависимости от вида насосного оборудования, глубины его спуска, давления и коллекторских свойств пласта, глушение производится заменой скважинной жидкости: Ø один цикл В Ø два или более цикла В

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Условия глушения в один цикл: Øниз колонны НКТ (хвостовика) спущен до интервала перфорации или размещен не выше 100… 150 метров от верхних перфорационных отверстий (добыча фонтанным способом или ШГН с хвостовиком спущенным до забоя); Øвысокодебитные скважины эксплуатируемые ЭЦН, установленным выше на 100… 150 м от интервала перфорации (высокая приемистость, возможность продавливания в продуктивный пласт поднасосной жидкости, представленной безводной нефтью); Øобводненность продукции более 50 % жидкость под насосом – пластовая вода (применяется жидкость глушения с завышенной плотностью, скважина оставляется на отстой для оседания ЖГ).

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Условия глушения в два цикла: ü производится при нахождении ГНО (низа хвостовика) на 150 м выше верхних перфорационных отверстий и üнизкой проницаемости пласта, обуславливающей невозможность закачки жидкости глушения на поглощение.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Объемы ЖГ при двухцикловом глушении: üОбъем ЖГ первого цикла глушения должен быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика) до искусственного забоя. üОбъем ЖГ второго цикла должен: обеспечивать полную замену жидкости в процессе промывки скважины и быть не меньше внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ, низ хвостовика). üВеличина запаса жидкости глушения составляет 10 % от потребного объема.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Подготовительные работы к глушению q Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта. q Определяют величину текущего пластового давления. q Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество. q Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины). q Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. q Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1, 5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Проведение процесса глушения q Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. q Глушение поглощающих и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность q Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. q В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. q По результатам работ оформляется «Акт на глушение (промывку) скважины»

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Скорость закачки ЖГ определяется величиной пластового давления: q. АВПД – максимальная, превышающая производительность скважины, при исключении превышения давления закачки предельно допустимых величин (давление опрессовки эксплуатационной колонны); qнормальное или АНПД – в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощения скважинной жидкости продуктивным платом, с учетом корпоративного практического опыта оптимальна закачка 200 литров ЖГ в минуту (3 л/с).

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины .

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Глушение Заключительные работы после глушения ØРазборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта. ØПосле окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов. ØПосле закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Расстановка оборудования Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Демонтаж Фонтанной арматуры Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования § Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования Ø работе по монтажу и К эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”. ØУстьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования ØПосле монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны. ØПосле монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее 3, 0 МПа.

Подготовительные работы к текущему и капитальному ремонту скважин Подготовка труб Размеры НКТ Размеры шаблона Dнар =Dвн. тр. – 3 мм Условный Толщина Наружный Длина, диаметр, мм стенки, диаметр, мм мм мм 60 5, 0 47, 9 1250 73 5, 5 59, 6 1250 73 7, 0 56, 6 1250 89 6, 5 72, 7 1250 89 8, 0 69, 7 1250 На трубах, забракованных при проверке: ü Необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. üВыбракованные трубы складировать отдельно от основных труб. Шаблон трубный