Меню

Капитальный ремонт скважины описание

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

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Глава V.

ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

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

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

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

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

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

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

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

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

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

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

Дготавливает площадку для трактора-подъемника или подъ­емной установки;

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

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

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

Читайте также:  Руководство по капитальному ремонту тепловозов тэ10

Подготовка труб

Подготовка труб заключается в следующем.

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

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

«брак» и относят в сторону.

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

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

Исследование скважин

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

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

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

изучения гидродинамических и температурных условий ре­монтируемого участка ствола;

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

оценки качества промежуточных операций и ремонта в це­лом.

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

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

Тампонажные материалы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Извлечение упавших труб

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Вскрытие окна в колонне

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

Читайте также:  Заявление от жильцов по проведению капитального ремонта дома

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

Комбинированный райбер (рис. V.11) состоит из трех секций, соединенных между собой. Секции имеют различ­ные диаметры (Dt, D2 и £>з) и длины (/ь li и /3) и по мере сра-ботки могут быть заменены.

Первая нижняя секция 1\ — основная рабочая, наклонена к оси райбера под углом «ь равным 8°. Она начинает протирать колонну с момента соприкосновения его с верхним концом от­клонителя. Вторая секция /2 с углом наклона а2=1°30′ расши­ряет окно, протертое первой секцией. Третья секция, имеющая

цилиндрическую форму, предусмотрена для обработки стенки окна.

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

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

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

предусмотрены промывочные отверстия для выхода циркуля­ции.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Режимы бурения

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

Различают оптимальный и специальный режимы бурения.

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

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

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

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

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

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

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

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

Борьба с обвалами

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

1) значительное повышение давления на выкиде буровых
насосов;

2) резкое повышение вязкости бурового раствора;

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

4) при спуске инструмент не доходит до забоя;

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

1) .применение бурового раствора, исключающего обвалы;

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

3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в
затрубном пространстве.

Разобщение пластов

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

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

Читайте также:  Капитальный ремонт снегохода буран

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

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

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

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

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

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

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

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

Для крепления второго ствола спускают сплошную колонну или хвостовик.

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

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

Хвостовик спускают на бурильных трубах со специаль-

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

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

Цементирование колонны

Цементирование обсадной колонны —одна из самых ответст-

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

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

Одноступенчатое цементирование. После окон­чания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе

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

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

Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвин-

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

Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца

«стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый

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

При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъ-

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

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

головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной

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

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

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН [ЛС]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Источник