ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.

Классификация операций подземного ремонта: 1 – транспортные операции; 2 – подготовительные операции; 3 – спуско-подъёмные операции; 4 – тартание и др. ; 5 – депарафинизация; 6 – чистка пробок; 7 – закачка теплоносителя; 8 – закачка кислоты; 9 – закачка специальной жидкости; 10 – заливка цемента; 11 - цементирование ствола; 12 – разбуривание

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Единица ремонтных работ Единицей ремонтных работ является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН Под глушением понимается комплекс работ, направленных на прекращение притока жидкости из пласта в открытой скважине, путем создания противодавления на продуктивный пласт жидкостью глушения При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости с необходимыми параметрами, в зависимости от геолого-технической характеристики скважины. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт и сохранение коллекторских свойств с целью последующего быстрого освоения. Операцию по глушению скважины при капитальном и текущем ремонте производят до начала работ по СПО, включают обязательным пунктом в плане на проведение работ.

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

Текущий ремонт скважин (ТРС) Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок

ТР 1 Оснащение скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию 1. Из бурения, 2. Освоения, 3. Бездействия, 4. Консервации

ТР 1 -1 Ввод фонтанных скважин ТР 1 -2 Ввод газлифтных скважин ТР 1 -3 Ввод скважин, оборудрванных ШГН ТР 1 -4 Ввод скважин, оборудованных ЭЦН

ТР 2 Перевод скважин на другой способ эксплуатации ТР 2 -1 Фонтанный – газлифт Р 2 -2 Т Фонтанный – ШГН ТР 2 -3 Фонтанный - ЭЦН ТР 2 -4 Газлифт – ШГН ТР 2 -5 Газлифт – ЭЦН ТР 2 -6 ШГН – ЭЦН ТР 2 -7 ЭЦН – ШГН ТР 2 -8 ШГН – ОРЭ ТР 2 -9 ЭЦН – ОРЭ ТР 2 -10 Прочие виды перевода

ТР 3 -Оптимизация режима эксплуатации ТР 3 -1 ТР 3 -2 Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

ТР 4 - Ремонт скважин оборудованных ШГН ТР 4 -1 Ревизия и смена насоса ТР 4 -2 Устранение обрыва штанг ТР 4 -3 Замена полированного штока ТР 4 -4 Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР 4 -5 Очистка и пропарка НКТ ТР 4 -6 Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР 6 - Ремонт фонтанных скважин ТР 6 -1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР 6 -2 Очистка и пропарка НКТ ТР 6 -3 Смена, ревизия устьевого оборудования

ТР 7 - Ремонт газлифтных скважин ТР 7 -1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР 7 -2 Очистка и пропарка НКТ ТР 7 -3 Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов ТР 7 -4 Ревизия, смена устьвого оборудования

Подготовительные работы к ТРС Глушат скважину (при необходимости). Производят передислокацию оборудования и бригады. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов. Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг. Устанавливают индикатор веса. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины. Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины. В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт.

Ремонт скважин, c заменой штанговых насосов Подготовительные работы. -Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока. -Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры. -Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток. -Устанавливают штанговый крюк на талевый блок. -Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса. -Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки на расстоянии 1. 5 м. -Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса.

Спуск насоса. -Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Неисправности насоса устраняют в мастерских. -Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку, якорь и др. ), -Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса. -Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса. -Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Ремонт скважин, оборудованных погружными ЭЦН Подготовительные работы Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди» . Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса (клямсы) с помощью спецкрючка. Производят при необходимости шаблонирование скважины.

Техногия спуска ЭЦН и КРБК на НКТ. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы — спускной клапан. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют сопротивление его изоляции. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе и производят обвязку устья скважины. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию. Монтаж и демонтаж наземного оборудования, электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен производить электротехнический персонал.

Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок Промывку песчаных пробок производят пластовой водой, газожидкостными смесями и пенными системами с применением струйных насосов, желонок, гидробура и др. Технологический процесс очистки песчаных пробок осуществляют как при прямой, так и при обратной промывке. Очистку забоя, подъемной колонны от парафина, солей, гидратных пробок проводят по отдельному плану, утвержденному нефтегазодобывающим предприятием, в соответствии с действующими инструкциями.

ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН учебный фильм

Геофизические исследования Г. И. выполняются геофизическими организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика. Комплекс Г. И. зависит от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач. Комплекс Г. И. должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов Г. И. должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов Г. И. исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

Гидродинамические исследования Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл. 1. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят методами гидродинамических исследований в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу)

Виды технологических операций Методы исследования Гидроиспытание колонны Поинтервальные гидроиспытания колонны Снижение и восстановление уровня жидкости Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне Прокачивание индикатора (красителя) Данные, приводимые в плане на ремонт скважин Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубины спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости Тип и химический состав индикатора, концентрация

По результатам Г. И. и Гидродинамических исследований выдаються заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положении забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя распределения и состояния цементного камня за колонной размеров нарушений колонны

Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать: 1. снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции и увеличение дебита скважины в интервале объекта разработки; 2. при исправлении негерметичности колонны — результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием. 3. отсутствие в добываемой продукции верхних вод и отсутствие выхода пластовых вод на поверхность при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, 4. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

Капитальный ремонт скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Виды капитальных ремонтов скважин. 1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. 2. Ремонтно-изоляционные работы. 3. Устранение негерметичности обсадной колонны. 4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. 5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. 6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. 7. Перевод скважин на использование по другому назначению. 8. Зарезка новых стволов. 9. Работы по интенсификации добычи нефти. 10. Кислотные обработки. 11. Гидроразрыв пластов. 12. Консервация и расконсервация скважин. 13. Ликвидация скважин. 14. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли НКТ. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения.

КЛАССИФИКАЦИЯ РИР КР 1 РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ КР 1 -1 Отключение обводненных интервалов пласта КР 1 -2 Отключение отдельных пластов КР 1 -3 Исправление Негерметич ности цементного кольца КР 1 -4 Наращивание цементного кольца за колонной кондуктора

ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РИР 1. Изучение причин поступления воды в скважину. 2. Разработка способов и технологии проведения работ 3. Выбор тампонажных составов и изолирующих материалов 4. Проведение испытаний 5. Анализ эффективности проведения РИР

КР 1 -1; КР 1 -2 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 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 и устанавливают цементный мост производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется недостаточной, проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой); выбирают тип и объем тампонажного раствора;

АНАЛИЗ ПРИЧИН ПОЯВЛЕНИЯ ВОДЫ В СКВАЖИНЕ 1 - заколонные перетоки из нижележащих и вышележащих пластов; 2 - подтягивание конуса нижней воды от водонефтяного контакта; 3 - подъем водонефтяного контакта; 4 - обводнение по отдельным высокопроницаемым интервалам, в том числе закачиваемой водой; 5 - обводнение через негерметичность в обсадной колонне.

ТЕХНОЛОГИИ РИР 1. ПО СПОСОБУ ЗАКАЧКИ РАЗЛИЧАЮТ: - порционную закачку; - закачку всего объема тампонажного материала. 2. ПО ДАВЛЕНИЮ - под давлением выше давления разрыва пласта; - под давлением ниже давления разрыва пласта. 3. ПО ИСПОЛЬЗУЕМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ: - использование пакерующих устройств; - использование калтюбинга. 4. ПО ПРИМЕНЯЕМЫМ ТАМПОНАЖНЫМ СОСТАВАМ

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА УСПЕШНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ РИР 1. СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СОСТАВА НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ. 2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЗАКАЧИВАНИЯ ТАМПОНАЖНОГО СОСТАВА. 3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ИЗОЛЯЦИИ. 4. ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЗАКАЧИВАНИЯ ТАМПОНАЖНОГО СОСТАВА. ТАМПОНИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ВЫШЕ ДАВЛЕНИЯ РАЗРЫВА ПЛАСТА Рзаб > Р грп, Рзаб = Р гид. пр. ж + Р гид. там. раст. + Р уст, Где Рзаб – давление на забое скважины Р гид. пр. ж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости; Р гид. там. раст. - гидростатическое давление столба тампонажного раствора; Р уст - давление на устье скважины. ТАМПОНИРОВАНИЕ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ РАЗРЫВА ПЛАСТА Рзаб < Р грп, Где Ргрп – давление разрыва пласта

ПРИ ТАМПОНИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ РАЗРЫВА ПЛАСТА СУЩЕСТВУЮТ СЛЕДУЮЩИЕ РИСКИ 1. Отверстия перфорации могут быть частично заблокированы , что приводит к нежелательному перераспределению тампонажного раствора; 2. Состояние отверстий влияет на давление закачки и может привести к нежелательному ГРП; 3. Тампонажный раствор двигается по пути наименьшего сопротивления.

СТАНДАРТНАЯ СХЕМА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ 1. Цементный раствор доводится до зоны изоляции; 2. НКТ поднимается выше головы цемента; 3. Задавка тампонажного раствора. 4. Производится срезка тампонажных материалов; ДОСТОИНСТВО: 1. Низкая стоимость работ; 2. Вымыв остатков тампонажного раствора. НЕДОСТАТКИ 1. Обсадная колонна подвержена давлению при РИР; 2. Невысокие давления закачки.

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАКЕРОВ ДОСТОИНСТВО: 1. Создание давления выше давления опрессовки эксплуатационной колонны; 2. Возможность одновременной обработки нескольких пластов; 3. Возможность избирательного воздействия на многопластовую залежь.

ВАРИАНТЫ КОМПОНОВОК ПРИ РАБОТЕ С ПАКЕРАМИ 3 5 4 1 2 6 1. – пакер, 2. - воронка, 3. -НКТ, 4. - эксп. колонна, 2. 5. - фильтр, 6. -заглушка, 7. - клапан. 7

Пакеры 1. предназначены для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью: подачи изоляционного реагента в заранее выбранный интервал; 2. проведения гидравлического разрыва пласта для предотвращения повреждения эксплуатационной колонны; 3. изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны; 4. одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти и газа; 5. поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны путем ее поинтервальной опресовки.

По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяют на механические (уплотнение происходит под действием веса колонны труб)и гидравлические (уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера).

ВИДЫ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ 1. Цементный раствор; 2. Силикатные составы; 3. Вязкоупругие составы; 4. Эмульсионные растворы; 5. Селективные составы.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТАМПОНЫЖНЫХ СОСТАВОВ Вид РИР Тампонажный состав Перевод на вышележащие Цементный раствор интервалы, отсечение обводнившихся интервалов Ликвидация заколонных перетоков Гелеобразующие составы (ВУС), смолы, модифицированные тампонажные растворы Изоляция (в т. ч селективная) Гелеобразующие составы, модифицированные тампонажные растворы, растворы на нефтяной основе

Существуют следующие способы улучшения качественных показателей тампонажной суспензии и цементного камня: 1. Механические – с помощью различного типа мельниц, гидроциклонов, дезинтеграторов; 2. Химические – посредством добавления различных реагентов (ускорителей, стабилизаторов, пластификаторов); 3. Физические – посредством воздействия ультразвука, вибрации, электромагнитных волн.

ЦЕМЕНТНЫЕ РАСТВОРЫ Назначение Область применения Достоинства 1. Ограничение притока закачиваемых и пластовых вод 2. Ликвидация водопритоков при ремонтноизоляционных работах 3. Установка отсекающих мостов • Терригенные и карбонатные коллекторы нефтяных и газовых месторождений с проницаемостью не менее 100 *10 -3 мкм 2 1. Простота в приготовлении 2. Низкая себестоимость

МОДИФИЦИРОВАНИЕ ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ Для регулирования сроков загустевания, реологических и фильтрационных свойств цементных растворов их подвергают модифицированию, вводя в них определенные добавки. 1. Водорастворимые полимеры (ВРП) карбоксильной и гидроксильной функциональных групп 2. Латексы: - дивинилстирольные, стиролбутадиеновые и поливилацетатные (ПВА) Их добавляют вместе со стабилизаторами. Они придают цементному камню высокую деформативность, коррозионную стойкость и ряд других положительных качеств. 3. Органоминеральные составы: - акрилат , водорастворимые смолы типа Р – 8. Они повышают скорость отверждения цементов. 4. Смолы: - фенол - формальдегидные смолы, - мочевино формальдегидные смолы. Расширяют диапазон времени потери текучести

ХАРАКТЕР ПРОНИКНОВЕНИЯ ЦЕМЕНТНЫХ МАТЕРИАЛОВ

КР 2 УСТРАНЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧ. ЭКСПЛУАТ. КОЛОННЫ КР 2 -1 Устранение негерметич тампонированием КР 2 -2 Устранение негерметич метал. пластырем КР 2 -3 Устранение негерметич спуском доп. обсадной колонны (меньшего диаметра)

УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ КР-2 КР 2 -1 КР 2 -2 КР 2 -3 Назначение Условия применения Ремонтные работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны (УНЭК) путем цементирования или с применением других тампонажных растворов В скважинах, в которых негерметичность колонны находится в интервале отсутствия цементного кольца в заколонном пространстве и имеется ее приемистость при закачке воды Ремонтные работы по УНЭК путем установки металлического пластыря дорнированием Ремонтные работы по УНЭК путем спуска дополнительной эксплуатационной колонны меньшего диаметра 1. В скважинах, в которых негерметичность колонны находится в зацементированном интервале эксплуатационной колонны; 2. В скважинах, в которых после тампонирования полная герметичность не достигнута. 1. Негерметичность колонны обнаруживается в нескольких интервалах (50 -70 м и более), расположенных ниже подвески глубинного насоса; 2. в интервале негерметичности давление гидроразрыва горных пород менее 50% от давления опрессовки эксплуатационной колонны; 3. применение только тампонирования экономически нецелесообразно Работы по временному УНЭК путем установки пакеров ниже глубины нарушения или двух пакеров-снизу и сверху нарушения колонны 1. Временная изоляция интервала негерметичности колонны в скважинах, где нет необходимости использования затрубного пространства для подачи в интервал перфорации ингибиторов и др. растворителей; 2. временная догерметизация колонны после тампонирования КР 2 -5 Докрепление негерметичных резьбовых соединений путем доворота обсадных труб с устья скважины Негерметичность колонны находится в незацементи рованном(свободном) интервале эксплуатационной колонны КР 2 -6 Отвинчивание и замена негерметичных обсадных труб Негерметичность колонны находится в ее незацементированной части и выше башмака предыдущей колонны КР 2 -4

КР 2 -1 Тампонирование обсадных колонн включает в себя Изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов 1. резьбовые соединения, 2. стыковочные устройства, 3. муфты ступенчатого цементирования. последовательность операций: 1. Останавливают и глушат скважину. 2. Проводят исследования скважины. 3. Проводят обследование обсадной колонны. 4. Выбирают технологическую схему операции, 5. 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. если негерметичность выявлена при гидроиспытании в качестве тампонирующего материала также используют гелеобразующие составы. Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается. При неустановленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200 -300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн тампонированием 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 наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м. 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. На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

КР 2 -3 Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят когда 1. замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна; 2. метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны; 3. обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно; 4. по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны. Оценка качества работы: При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать; качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

Установка стальных пластырей

Установка стальных пластырей Пластырь из тонкостенной трубы ст10 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. подготовительные регламентные операции: После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование. Устанавливают в обсадной колонне на 50 -100 м выше интервала перфорации цементный мост. Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм. Определяют глубину, размеры интервал и характер нарушения обсадной колонны: поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ± 1 м; Боковой печатью уточняют размеры и определяют характер нарушения.

Подготовительные работы перед установкой стальных пластырей Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ Производят шаблонирование обсадной колонны: Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП 1, опускаемых на НКТ (для выбора наружного периметра продольно-гофрированных заготовок пластыря) Сборку и подготовку устройства (дорна) для запрессовки пластыря и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

Перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне 1. на устье скважины собирают дорн с продольногофрированной трубой; 2. дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны; 3. соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря; 4. приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4 -5 раз; 5. не извлекая дорн из скважины, опрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют; 6. поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию.

Изоляция нарушений методом установки извлекаемого металлического пластыря УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ 1 - стальной патрубок 2 - приваренные на концах суженные наконечниками 3 - резиновые уплотнители После спуска пластыря в заданный интервал в лифтовые трубы, на которых его спускают, закачивают жидкость давлением 18 -25 МПа, за счет этого гидропривод тянет шток 4, который перемещает конус 5, и протягивает их через наконечники 2 сначала нижний, затем верхний, причем верхний наконечник через центратор 6 упирается в гидравлический привод, что обеспечивает независимое от обсадной колонны срабатывание механизма. Центратор 6 обеспечивает соосность наконечника 2 и гидропривода. После прохождения конусов 5 через наконечники 2 посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специально разработанным для этого инструментом.

КР 3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта КР 3 -1 Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации КР 3 -2 Ликвидация аварий связанных с эксплуатационной колонной КР 3 -3 Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов КР 3 -4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин КР 3 -5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Подготовительные регламентные работы. Составляют план ликвидации аварии с учетом возможности возникновения проявлений и открытых фонтанов, согласуют с противофонтанной службой, а также меры по охране недр и окружающей среды. Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и т. п. При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами. При расхаживании прихваченных НКТ нагрузки на трубы и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности

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 к. Н.

Инструмент

Ловильный инструмент Л. И. служит для извлечения из скважины аварийных насоснокомпрессорных труб, бурильных труб, кабеля, каната и других мелких предметов или для предварительной обработки их поверхности. К Л. И. относятся: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. труболовки, метчики, колокола, овершоты, райберы, фрезеры, скребки, печати, магнитные ловители, 10. удочки и т. д.

Труболовки предназначены для ловли НКТ. Их выпускают с резьбой правого и левого направления. Труболовки с резьбой правого направления служат для извлечения колонны захваченных труб целиком, а с резьбой левого направления – для извлечения труб по частям путем их отвинчивания. Труболовки внутренние захватывают трубы за их внутреннюю поверхность, а наружные– за наружную поверхность или муфту. Рис. 8. 10. 1. Внутренняя труболовка

Труболовки внутренние и наружные подразделяют на неосвобождающиеся и освобождающиеся. Внутренние труболовки неосвобождающиеся имеют только механизм захвата плашечного типа, а те же труболовки свобождающиеся имеют механизм фиксации плашек в освобожденном состоянии.

Наружные освобождающиеся плашечные ловители для бурильных труб Предназначены для захвата за наружную поверхность бурильных и обсадных колонн при ловильных работах, с одновременной промывкой скважины через ловимый объект. Ловители изготавливают с правой резьбой Он состоит из переводника 1, корпуса 2, пружин 3, нажимной втулки 4, уплотнительных манжет 5, плашек 7 и воронки 10. В корпусе расположены три плашки для захвата труб за муфту или замок. Наружная поверхность каждой плашкиконическая; с внутренней стороны нанесена левая резьба специального профиля Сверху на плашках расположена манжета, обеспечивающая герметичность при промывке через ловимый объект. Освобождение ловителя от захвата производится вращением колонны бурильных труб вместе с ловителем по часовой стрелке(направо).

Овершоты освобождающиеся типов ОВ и ОВТ Овершоты служат для захвата за наружную цилиндрическую поверхность труб оставленных в скважине и последующего извлечения их при проведении ловильных работ. При извлечении труб, «голова» которых имеет максимальный для применяемого типоразмера овершота диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях цанговые. Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется овершотом за счет конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов.

Овершот освобождающийся типа ОВ

Метчики предназначены для ловли НКТ и разделяют: универсальные эксплуатационные (МЭУ), специальные эксплуатационные (МЭС); универсальные бурильные (МБУ) и специальный замковый метчик (МСЗ). На поверхность конусной части МЭУ (конусность 1: 8) нанесена резьба специального профиля (8 ниток на 25, 4 мм длины резьбы) для врезания в тело аварийных труб и имеются 4 – 5 продольных канавок для выхода стружек. МЭУ выпускают с правым и левым направлением резьбы. МЭС предназначен для захвата НКТ за резьбу муфты и для извлечения аварийных труб. Конструкция этих метчиков аналогична конструкции МЭУ. Их выпускают с ловильной резьбой правого и левого направления. МБУ предназначен для ловли бурильных труб. . D d 1 d

Колокола представляют собой резьбонарезной инструмент трубчатой конструкции, предназначенный для нарезания новой или исправления имеющейся наружной резьбы на поверхности труб. Колокола выпускают двух основных типов. Тип "К" предназначен для соединения с верхним торцом аварийной трубы. Тип "КС" (колокола сквозные) предназначен для нарезания наружной резьбы и соединения с ближайшим от торца утолщением (муфтой, замком и т. п. ). Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола - для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям. L D L

Ловитель штанг типа ШК Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков, с захватом за тело, муфту или головку штанги. Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 8, цанги 9 вилки 4, плашек 5 и воронки 10. На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками, перемещающиеся внутри корпуса и служащими для ловли штанг за тело. В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направляющего винта 8. Цанга, вставленная в нижний корпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку. При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения.

РЕЖУЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ Предназначены для ликвидации аварий путем частичного или полного фрезерования металлических предметов в стволе эксплуатационных и бурящихся скважин, а также для фрезерования вмятин и сломов обсадных колонн и прорезания окна в обсадных колоннах при бурении второго ствола. Процесс фрезерования в скважине представляет собой разрушение аварийного объекта и полное или частичное превращение его в стружку. Режущая часть инструмента армирована износостойким материалом. Режущий инструмент крепится к низу колонны бурильных труб. Осевая нагрузка на инструмент создается частью массы колонны.

Труборезка гидромеханическая Применяется для обрезки труб прихваченной колонны НКТ. Работает в компоновке с забойным двигателем и гидравлическим якорем, который фиксирует труборезку на необходимом уровне. Через центральрое отверстие подается давление жидкости на нижний торец поршня 2, который поднимаясь своим конусом раздвигает резцы 3. Вращаясь резцы обрезают НКТ изнутри.

Гиродомкрат

Труборезка

Скважинные фрезеры типа ФП Предназначены для фрезерования верхнего конца насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб с целью захватывания их ловильным инструментом. Фрезер торцовый, с опорно-центрирующим устройством, позволяющим центрировать фрезер относительно оси колонны. Истирающережущие участки фрезера армированы композиционным твердосплавным материалом. В корпусе имеются промывочные отверстия и стружкоотводящие противозаклинивающие каналы. Для присоединения фрезера к бурильной колонне на верхнем конце корпуса предусматрена присоединительная резьба. D

Магнитные фрезеры -ловители типа ФМ Предназначены для фрезерования и извлечения находящихся на забое скважины мелких металлических предметов с ферромагнитными свойствами. Фрезер состоит из переводника 1, корпуса 2 и магнитной системы 3. Нижняя часть корпуса изготовлена в виде фрезерной коронки. Магнитная система представляет собой набор постоянных магнитов, которые размещены в металлическом стакане, служащем магнитопроводом. Замковая резьба на верхнем конце переводника обеспечивает присоединение фрезера ловителя к колонне бурильных труб. Поток промывочной жидкости направляется по периферии магнитной системы. 1 L 2 3

Фрезеры типа ФЗК 1 Предназначены для кольцевого офрезерования с последующим сплошным расфрезерованием в обсаженной скважине неприхваченных металлических предметов и верхних концов насосно-компрессорных труб. Фрезер состоит из кольцевой воронки и торцового фрезера 3. На кольцевой воронке 2 2 и торцовом фрезере 1 имеются режущеистирающие участки, армированные композиционным твердосплавным материалом. 3 На верхнем конце торцового фрезера 1 нарезана присоединительная резьба для соединения фрезера с колонной бурильных труб. В зоне резания торцового фрезера расположены промывочные пазы и отверстия.

Скважинные фрезеры-райберы типа ФРЛ Предназначены для прорезания "окна" в обсадной колонне под последующее бурение второго ствола. Фрезер-райбер состоит из режущей и ловильной частей. Режущая часть включает в себя цилиндрический и конический райберы и кольцевой фрезер. Ловильная часть представляет собой специальный захват, установленный внутри цилиндрического райбера. В верхней части фрезера-райбера нарезана замковая резьба для присоединения к колонне бурильных труб. Промывочное отверстие центральное. Окна необходимого профиля и длины в обсадной колонне прорезают за один рейс, одновременно извлекая на поверхность часть обсадной колонны ленту, образующуюся в процессе прорезания окна.

Скважинные фрезеры типов ФЗ и ФЗС Предназначены для фрезерования металлических предметов в обсаженных и необсаженных скважинах с целью очистки скважин по всему сечению ствола. Верхний торец цилиндрического корпуса фрезера имеет резьбу для свинчивания с колонной бурильных труб, а нижний армирован композиционным твердосплавным материалом. В нем предусмотрены промывочные каналы, по которым промывочно-охлаждающая жидкость поступает непосредственно в зону резания. L D

Скважинные торцово-конический фрезеры типа ФТК Предназначены для ликвидации фрезерованием поврежденных участков (смятий, сломов) обсадных колонн. ФТК это комбинация торцовой и цилиндрической истирающе-режущих поверхностей с конической режущей. Торцовая и цилиндрическая поверхности армированы композиционным твердосплавным материалом, а коническая поверхность оснащена режущими зубьями, представляющими собой установленные в пазах твердосплавные пластины. Боковые промывочные отверстия расположены под углом к оси инструмента.

Скребок для чистки обсадных колонн Скребок через переводник 9 соединяется с НКТ и спускается в скважину к интервалу очистки, как правило в нижнюю его зону. Лезвия ножа 6 направлены вверх и соответственно очистка производится снизу вверх подъемом на длину рабочей трубы. Очистка колонны повторяется 3 -5 раз. 9 8 5 6 11 10 1 7 2 4 3 12

Обследование технического состояния эксплуатационной колонны свинцовыми печатями. Производится спуск с замером до забоя скважины свинцовой полномерной конусной печати диаметром на 6 -7 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущей) должен быть уменьшен на 6 -12 мм для получения четкого отпечатка и конфигурации нарушения. Осевые нагрузки при посадке в месте нарушения не должны превышать 20 к. Н.

ПЕЧАТИ Печати используются для оценки состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния оставшихся в скважине предметов. Корпус печати покрывается свинцовой оболочкой толщиной 8 – 10 мм. Плоскую печать применяют для определения глубины, на которой в скважине находится аварийный предмет. Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, сложных нарушений, смятий, трещин. На верхнем торце печати находится присоединительная резьба. На нижнем торце предусмотрено отверстие для промывки. После подъема все печати обследуются. Присоединительная резьба Свинец Матрица d-28 мм D 10 мм

Универсальная печать типа ПУ 2 предназначена для определения по оттиску, полученному на её алюминиевой оболочке 6, положения верхнего конца объектов, оставшихся в скважине вследствие аварий. На средней (цилиндрической) части корпуса установлен направляющий винт 4 и нарезана резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимается алюминиевая оболочка. Зажимное устройство состоит из нажимной втулки 5 и гайки 3. На верхнюю часть корпуса навинчивается переводник 1 с замковой резьбой При необходимости спуск производят с промывкой, печать устанавливают в скважине на верхнем конце объекта. Нагрузка для получения отпечатка не должна превышать 20 к. Н.

КОНУСНАЯ ПЕЧАТЬ Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используются боковые гидравлические печати. Они спускается на НКТ со скоростью не выше 0, 25 м/сек. в интервале нарушения колонны. Создается давление жидкости в НКТ до величины паспортных данных печати. Давление выдерживается в течение 5 -10 минут, затем стравливается через насосный агрегат и производится подъем гидравлической печати и ее обследование.

Извлечение из скважины отдельных предметов с их разрушением Осуществляют после предварительного обследования свинцовыми печатями характера и места их нахождения. Если предметы не удается извлечь из скважины целиком, их предварительно фрезеруют или дробят на мелкие куски, а затем захватывают ловильными инструментами и поднимают из скважины. Для извлечения мелких металлических осколков и стружки используют магнитные ловители. Ловильные работы производят с промывкой Для извлечения из скважины каната, кабеля, проволоки применяются: Удочки, крючка и т. п. Спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничение по диаметру, который не должен превышать диаметра шаблона обсадной колонны.

Паук ловильный «Мятая» труба Крючок ловильный Штопор - рыхлитель

Для очистки забоя скважины применяют механический способ с помощью различных желонок и гидравлический способ Двухкамерная желонка гидравлического действия ЖД-89: 1 – полый шток; 2 – корпус; 3 межкамерный клапан; 4 – заслонка; 5 – поворотный обратный клапан; 6 – съёмный наконечник; 7 – ушко

Гидравлические ловители мелких предметов Работает следующим образом. За 10 -15 м от забоя восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости и, вращая ловильный инструмент, спускают его до извлекаемых предметов. Ловителем на забое работают в течении 10 -15 минут с интенсивной циркуляцией, периодически приподнимая его над забоем. После прекращения циркуляции, вошедшие внутрь ловителя предметы удерживаются лепестковыми держателями. Шламометаллоулавливатель ШМУ-О представляет собой вал 2, к которому с помощью трубной резьбы присоединяются трубный переводник 1 и переводник-база 4. К последнему, также с помощью левой трубной резьбы присоединяется кожух 3. Улавнивание металла в ШМУ-О происходит через кольцевой зазор между кожухом и валом у верхнего конца кожуха.

Оборудование и инструмент для проведения СПО Все системы подъемных агрегатов подобны другу и имеют единые схемы работы. Натяжение на подвижной ветви каната, наматываемого на барабан лебедки подъемного агрегата при подземном ремонте скважин, уменьшается при помощи талевой системы, состоящей из: • системы неподвижных роликов кронблока, • подвижных роликов – талевого блока, • крюка и талевого каната. Талевый блок Крюкоблок Кронблок Мачта Ходовой конец талевого каната

Кронблок устанавливается на верхней площадке вышки или мачты. Талевый блок подвешивается на талевом канате, один конец которого после оснастки прикреплен к барабану подъемной лебедки, а другой - к раме вышки или к талевому блоку. Крюк подвешивается к нижней серьге талевого блока. Силу подъема груза при любой оснастке определяют из выражения P=Q l n n, где Q - вес поднимаемого груза; n - число струн оснастки талей.

Подъемные лебедки Основной механизм подъемной установки. Она предназначена для 1. спуска и подъема бурильных и обсадных труб; 2. удержания колонны труб на весу в процессе бурения или промывки 3. передачи вращения ротору; 4. свинчивания и развинчивания труб; 5. вспомогательных работ по подтаскиванию инструмента, оборудования, труб и др. ; 6. подъема собранной вышки в вертикальное положение. Подъемный вал лебедки преобразовывает вращательное движение силового привода в поступательное движение талевого каната. На подъем нагруженного крюка затрачивается мощность, зависящая от силы тяжести поднимаемых труб, а спускается крюк под действием веса труб. Поэтому лебедки имеют механизмы для подвода мощности при подъеме и тормозные устройства. Для повышения скорости во время подъема крюка лебедки или их приводы выполняют многоскоростными, . Мощность, передаваемая на лебедку, характеризует основные эксплуатационно-технические ее свойства и является главным ее параметром.

Ротор Р 360 -Ш 14 М Назначение ротора вращение бурильного инструмента и удержание колонны бурильных, насосно-компрессорных или обсадных труб при их свинчивании и развинчивании в процессе спуско подъемных операций. Ротор состоит из станины 4, стола 2 с коническим зубчатым венцом 3, опирающегося на упорные подшипники 9 и роторный вал 5. Станина, выполненная из стальной отливки, воспринимает и передает на раму все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при спускоподъемных операциях.

Элеваторы • Для захватывания и удержания на весу подземного оборудования используются различные захватные приспособления, крепящиеся на крюке. К ним относятся элеваторы и хомуты. По назначению элеваторы бывают • трубные (с захватом под муфту; под высадку трубы; с • захватом за тело трубы (элеватор-спайдер). и штанговые. К элеваторам предъявляются следующие требования: 1. обеспечение надежной работы в условиях сильного загрязнения нефтью, парафинами и солями, а также при низких температурах; 2. стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, возникающих при эксплуатации, например при ловильных работах; 3. легкость и удобство в работе; 4. отсутствие выступающих частей во избежание задевания, при подъеме элементами талевой системы, за одежду оператора и т. д. ; 5. надежное запирание, предотвращающее самопроизвольное открытие в процессе СПО.

Двухштропный элеватор Штанговый элеватор Трубный элеватор

Грузоподъемные механизмы и стропальное дело

КР 4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Включает в себя. КР 4 -1 -Переход на другие горизонты. Осуществляют для выполнения заданного объема работ и получения дополнительного нефтепритока. КР 4 -2 -Приобщение пластов производится для получения притока из нового интервала и увеличения дебита нефти

Технология проведения КР-4 Геофизическими исследованиями оцениваются нефтеводонасыщенность продуктивных горизонтов и состояние цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами. Производится отключение нижнего перфорированного горизонта и вскрытие перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот. Для перехода на верхний горизонт, находящийся на удалении 50— 100 м и более от нижнего, устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера. 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 тампонированием под давлением, установку цементного моста, а также установку 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. Цементный мост устанавливают при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине Засыпку песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии, после ремонта на продуктивный горизонт до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10— 20 м ниже отключаемого горизонта). Установку разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 Мпа.

Установку 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.

КР 5 Внедрение и ремонт ОРЭ (оборудование раздельной эксплуатации), ОРЗ и пакеровотсекателей Целью ремонтных работ по внедрению установок типа ОРЭ, ОРЗ и пакеровотсекателей является сокращение объемов закачки воды, увеличение дебита нефти и герметичная работа пакера.

КР 6 -1 Зарезка и бурение боковых стволов аварийных, преждевременно обводненных или низкопродуктивных скважинах КР 6 Комплекс КР 6 -2 Бурение цементного стакана подземных КР 6 -3 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в работ, связанных с горной породе бурением КР 6 -4 Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Зарезка новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически невозможно или экономически нерентабельно. Производят обследование обсадной колонны свинцовой печатью, с диаметром на 10 -12 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Удаляют со стенок обсадных труб цементную корку и проверяют проходимость шаблона для оценки возможности спуска отклонителя. Диаметр и длину шаблона определяют следующим образом: Dш = Dо + 10. . . 12 мм; Lш = Lо + 300. . . 400 мм, где Dо — наибольший диаметр отклонителя, мм; Lо — длина отклонителя, мм. Устанавливают цементный мост высотой 5— 6 м так, чтобы его верхняя часть была выше муфтового соединения на 0, 5— 1, 0 м

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.

При зарезке дополнительного ствола возможно использование двух технологий: 1. Вырезание участка эксплуатационной колонны, 2. цементирование ствола на высоту 20 -30 м выше вырезанной части колонны, 3. после ОЗЦ (ожидания затвердевания цемента)бурение цементного камня компоновкой с отклонителем 4. зарезание нового ствола в требуемом направлении.

На заданной глубине фрезеруется круговая щель в обсадной колонне и цементном камне за ней с помощью вырезающего устройства.

В рабочем положении резцы гидравлически выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном убираются в пазы корпуса. Вырезается участок обсадной колонны.

После прорезания образовался интервал открытого ствола. Который перекрывается цементным мостом.

Производится забуривание бокового ствола.

Технология зарезки дополнительного ствола с помощью вскрытия «окна» предполагает 1. Установку в скважине отклоняющего клина, 2. цементирование отклоняющего клина, 3. вскрытие “окна” в колонне райбером или набором райберов. 4. дальнейшее забуривание ствола.

Технология строительства многозабойных скважин

1. Производится спуск и установка отклоняющего клина, а затем спускают на бурильных трубах райбер, армированный твердым сплавом. Диаметр райбера выбирают на 10— 15 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны в интервале вскрываемого «окна» .

2. Производят прорезание окна при вращении бурильного инструмента со скоростью 45 -80 об/мин с одновременной подачей райбера по наклонной поверхности отклонителя. В процессе райбирования осевую нагрузку постепенно увеличивают от 5 к. Н, в период приработки райбера, до 50 к. Н, при вскрытии «окна» , и уменьшают до 10 -20 к. Н. при выходе райбера из колонны.

3. Затем производится зачистка “окна” в эксплуатационной колонне и выход в горную породу.

4. После забуривания ответвления. Производится дальнейшее бурение и заканчивание скважины в ответвлении.

Производится извлечение отклоняющего клина с помощью специального устройства.

КР 7 Обработка призабойной зоны ОПЗ КР 7 -1 Проведение кислотной обработки КР 7 -2 Проведение ГРП КР 7 -3 Проведение ГПП КР 7 -4 Виброобработка призабойной зоны КР 7 -5 Термообработка призабойной зоны КР 7 -6 Промывка призабойной зоны растворителями КР 7 -7 Промывка призабойной зоны растворями ПАВ

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физикохимических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца. Подготовительные работы всех видов ОПЗ обязательно состоят из: 1. обеспечения необходимым оборудованием и инструментом 2. подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

Схема обработки призабойной зоны скважины: 1 – нефтяной пласт; 2 – продукт воздействия на пласт; 3 – нефть

К методам воздействия на ПЗ скважин: 1. химические; 2. механические; 3. тепловые; 4. физические Для очистки фильтра скважины и ПЗ пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геологотехнических условий проводят следующие виды химического воздействия на ПЗ: 1. кислотные или глинокислотные ванны; 2. Промывку раствором ПАВ или пеной в частности с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС); ; 3. Обработку ПЗ растворителями. (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др. ).

Кислитная обработка применяется для обработки карбонатных коллекторов и используют соляную, сульфаминовую или уксусную кислоты. В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты. Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др. ) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на значительную глубину, как в карбонатных и трещиноватых коллекторах. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие реакции: На известняк 2 HCL+Ca. CO 3 =Ca. CL 2 +H 2 O + CO 2 На доломит 4 HCL+Ca. Mg(CO 3 )2 = Ca. CL 2 +Mg CL 2 +2 H 2 O + 2 CO 2 Хлористый кальций Ca. CL 2 и хлористый магний Mg. CL 2 - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции.

К кислотному раствору добавляют следующие реагенты: Ингибиторы - при добавлении в кислоту предохраняют металл от разъедания или сводят до минимума коррозионное воздействие кислоты на металл. (ПАВы -уникол, катапин, формалин и др). Стабилизаторы - для удержания окислов железа в кислоте в растворённом состоянии и предохранения выпадения их в осадок. (уксусная кислота). Интенсификаторы – облегчают удаление продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины путём снижения поверхностного натяжения продуктов реакции. Термокислотная обработка вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция: Mg+2 HCL +H 2 O = Mg. CL 2 + H 2 O + H 2 + 461, 8 к. Дж

ГКО (глинокислотная обработка) терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот применяется как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции: Si. O 2 + 4 HF = 2 H 2 O + Si. F 4 Фтористый кремний Si. F 4 далее взаимодействует с водой 3 Si. F 4 +4 H 2 O=Si(OH)4 + 2 H 2 Si. F 6 Кремнефтористоводородная кислота H 2 Si. F 6 остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)4 по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе

Схема кислотной обработки скважины: I – заполнение скважины нефтью; II – закачка раствора соляной кислоты; III – проникновение кислоты в пласт; IV – окончание кислотной обработки забоя скважины

Схема обвязки скважины при проведении кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 насос 4 НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30 А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.

К физическим методам воздействия на ПЗ можно отнести: 1. Гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений) с использованием гидроимпульсного насоса; 2. Циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов; 3. ГРП 4. ГПП

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – Образование и расширение в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину, с целью создания проводящих каналов в призабойной зоне и тем самым увеличение дебита скважины. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 10 -3 мкм 2. Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин.

Схема проведения ГРП: I – нагнетание жидкости разрыва; II – нагнетание жидкости-песконосителя; III – нагнетание продавочной жидкости; 1 – глины; 2 – нефтяной пласт

Расположение забойного оборудования при ГРП: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – насосно-компрессорные трубы; 3 – гидравлический якорь; 4 – пакер; 5 – продуктивный пласт; 6 - хвостовик

Схема обвязки и расположения оборудования при ГРП: 1 – насосный агрегат; 2 – пескосмесительный агрегат; 3 – автоцистерна; 4 – песковоз; 5 – блок манифольда; 6 – арматура устья; 7 – станция управления

Насосный агрегат 4 АН-700

Пескосмесительный агрегат 4 ПА

Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30 А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 емкость для реагента; 4 - насос 4 НК-500; 5 выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 комплект присоединитель ных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 горловина цистерны. Насос имеет привод мощностью 132 к. Вт. . Насосы обеспечивают подачу от 1, 03 до 12, 2 л/с и давление от 7, 6 до 50 МПа

ГПП -Гидропескоструйная перфорация Применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ. Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом. Схема ГПП

Различают два варианта ГПП: точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геологоэксплуатационной характеристики коллектора. В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5 -6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор.

Если скважина имеет два ствола, ГПП может проводится одновременно в каждом из них.

Головка гидроперфоратора: 1 – хвостовик; 2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатели насадок; 5 – стопорное кольцо; 6 – насадки; 7 – заглушки

Одним из видов механического воздействия на ПЗ является виброобработка забоя скважины Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны. Гидравлический вибратор золотникового типа: 1 – ствол; 2 – золотник; 3 – шариковая опора

Тепловое воздействие на ПЗ Применяется при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих её компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол, и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъёмных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважин снижается. При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:

Методом кондуктивного прогрева, когда теплопередача по скелету породы и насыщающей жидкости осуществляется от источника тепла, расположенного в скважине); Глубинный электронагреватель: 1 – кабель-трос; 2 – головка электронагревателя; 3 – гидрофланец; 4 – клеммная полость; 5 – трубчатые электро-нагревательные элементы (ТЭН); 6 – перфорированный кожух; 7 – муфта для установки манометра

2. Паротепловая обработка - Принудительный теплоперенос по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя При паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. 3. Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др. ) проводится с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струёй откачиваемой нефти.

Паротепловая обработка скважин Паропередвижная установка: 1 – цистерна; 2 – будка; 3 – парогенератор; 4 – рама; 5 – привод; 6 – питательный насос

КР 8 Исследование скважин Выполнение КР 8 -1 Исследование запланированного характера насыщенности и комплекса исследований выработки продуктивных в заданном режиме пластов, (приток, закачка, уточнение геологического выдерживание скважины разреза в в покое), получение скважинах КР 8 -2 Оценка заключения технического Выполнение состояния скважины (обследование запланированного скважины) объема работ, выдача заключения

КР 9 Перевод скважины на использование по другому назначению Достижение приемистости КР 9 -1 Освоение скважин под оговоренной в плане нагнетательные КР 9 -2 Перевод скважин Выполнение под отбор технической запланированного объема воды работ. Получение притока КР 9 -3 Перевод скважин Выполнение в наблюдательные, запланированного объема пьезометрические работ КР 9 -4 Перевод скважин под нагнетание Обеспечение теплоносителя или приемистости воздуха

Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения. 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. Определение наличия заколонных перетоков. Оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб. Оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами.

КР 10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин КР 10 -1 Оснащение паро- Обеспечение и воздухонагнеприемистости тательных скважин противопесочным оборудованием КР 10 -2 Промывка в паро Восстановление и воздухонагнеприемистости тательных скважинах песчаных пробок