Лекция№ 1,2. ВВЕДЕНИЕ. ОБЩИЙ ХАРАКТЕР РАБОТ.
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.
Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,
эi к (1)
Коэфициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95-0,98.
По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина Kээ будет определяться отношением
(2)
Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации Кэ так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент Кэ - при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам Кэ определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле (2).
Однако в этом случае такая обобщенная величина Кэ может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда скважин составляет 0,95 - 0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кээ по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявление, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина Кэ для одного и того же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе m скважин, имеющих различную продолжительность работы Тi между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:
(3)
где αi - число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени.
Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле
(4)
где Tкi - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.
В круглых скобках числителя (4) указана продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение анализируемого времени. Из (4) видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.
Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работа которых осложнена наличием песка в жидкости, до нескольких лет при фонтанной эксплуатации.
Основная литература: 1[191-193], 2[Doc/2011.4], 3[802-804]
Дополнительная литература: 4[280-284]
Контрольные вопросы:
Чем нарушается нормальная работа скважин?
Чем оценивается относительная длительность работы скважин?
Что вы понимаете под словом межремонтный период?
Как определяется средний МРП скважин?
Лекция№ 3,4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.
Технологический процесс подземного ремонта можно разбить на три последовательных этапа:
подготовительные работы
спускоподъемные операции (СПО)
заключительные работы
Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины с целью обеспечения бесперебойной работы бригады. К этим работам относятся:
1) проверка состояния вышки (мачты), центрирующие ее по устью скважины;
2) проверка состояния кронблока;
3) доставка необходимого оборудования (труб, штанг, талевого блока, каната и т.д.)
4) укладка труб на стеллажах у скважины;
5) оснастка и разоснастка талевой системы;
6) доставка к скважине передвижного агрегата или подъемника, ее установка;
7) подвешивание подвесного ролика к поясу вышки для скважины оборудованных ЭЦН;
8) подготовка площадки для кабельного барабана.
Подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин.
Подлежащие ремонту фонтанные и компрессорные скважины с возможными фонтанными проявлениями во избежание выбросов при спуско-подъемных операциях должны быть предварительно заглушены.
Для этого к затрубному пространству присоединяют промысловый агрегат, с помощью которого в скважину прокачивают воду или глинистый раствор соответствующей плотности. Агрегат все время должен быть присоединен к затрубному пространству скважины.
До начала ремонта скважины должны быть оборудованы стояком, вертлюгом и шлангом, а на стеллажах уложено необходимое количество труб разных типоразмеров.
После прокачки жидкости, когда давление в кольцевом, затрубном пространствах и на буфере упадет до нуля, можно приступать к разработке фонтанной арматуры.
А в компрессорных скважинах перед разработкой арматуры необходимо прекратить подачу сжатого газа (воздуха) в скважину, а затем постепенно выпустить газ (воздух) из кольцевого пространства, то есть снизить давление в нем.После этого приступают к разборке арматуры: отвинчивают болты арматуры у штуцерных патрубков на выкидах и у нижнего фланца елки, с помощью специального приспособления снимают арматуру с устья скважины и отводят в угол вышки, чтобы не мешала работе.
В фонтанных скважинах задвижку с присоединенной к ней катушкой и двухтрубкой следует соединить с вертлюгом и шлангом. При первых признаках фонтанирования сажают переводной фланец тройника (или крестовик) и закрепляют болтами.
Сборка фонтаннор-компрессорной арматуры производится в обратном порядке.
Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту.
Для этого останавливают станок-качалку, отсоединяют выкидную линию от тройника-сальника, отсоединяют полированный шток и откидывают головку балансира в крайнее верхнее положение, закрепляют ее тормозом. На полированном штоке, несколько выше крышки тройника-сальника, устанавливают штанговый зажим.
После этого плавно спускают колонну насосных штанг, до тех пор, пока зажим не сядет плотно на крышку тройника-сальника, отсоединяют канатную подвеску и разбирают оборудование на устье скважины. В зависимости от предстоящего вида ремонта и конструкции тройника-сальника способы разборки оборудования несколько видоизменяются.
Подготовка к ремонту.скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами.
Подготовительные работы заключаются в подготовке рабочего места у скважины, установке стоек для укладки на них насоса и электродвигателя, подвешивании подвесного ролика ко всему поясу вышки, подготовке всех вспомогательных приспособлений и инструментов для соединения отдельных частей агрегата и крепления кабеля к агрегату и насосным трубам.
Подвесной ролик служит для направления кабеля к устью скважины, облегчения операций по его спуску и подъему и недопущения перегибов кабеля.
Погружной агрегат доставляют на скважину в разобранном виде, т.е. электродвигатель, насос и протектор доставляют раздельно, затем их собирают при спуске в скважину.
Основная литература: 1[193-198], 2[Doc/2011.5], 5[3-8]
Дополнительная литература: 1[118-120]
Контрольные вопросы:
В чем заключается технологический процесс ПРС?
Цель проведения подготовительных работ.
В чем заключается подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту?
Чем отличается подготовка к ремонту.скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами от других скважин?
Лекция№ 5,6.. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
Подземный ремонт скважину неизбежно связан с подъемом и спуском труб, а в глубинонасосных скважинах-также и штанг.
Спуско-подъемными операциями (СПО) – называют работы по подъему и спуску труб и штанг в скважину.
Эти операции являются весьма трудоемкими, в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 40 до 85 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.
При спуске труб необходимо шаблонировать каждую из них. Отвинчивают предохранительное кольцо, очищают резьбу трубы от грязи и песка и смазывают графитовой смазкой. Не допускается спуск в скважину труб: дефектных, кривых, с помятой и испорченной резьбой.
Во избежание задевание торцов муфт за торец эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков пользуются направленными воронками.
СПО в ручную производят следующим образом.
Колонну спущенных в скважину подвешивают на крюке при помощи элеватора. Когда трубы поднимают, при появлении муфты следующей трубы, устанавливают второй элеватор и на него сажают колонну труб. Отвинчивают верхнюю трубу, и операции по отвинчиванию труб повторяются до полного подъема их. Спускают трубы в обратном порядке.
Для смены подъемных труб при эксплуатации скважин нередко по техническим причинам возникает необходимость в изменении глубины спуска труб.
Допуск подъемных труб, то есть увеличение длины спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб НКТ. Это производится в тех случаях, когда освоение ведется методом последовательного увеличения длины газовоздушного подъемника, либо в случаях снижения динамического уровня в скважине, которое замечается по постепенному падению рабочего давления.
Величина допуска должна быть заранее подсчитана. Это нужно для того, чтобы скважину можно было «продавить» при максимальном давлении компрессора, с учетом подъема уровня за время остановки скважины для допуска.
Процесс допуска труб производится так же, как спуск труб.
Основное условие , которое необходимо соблюдать,– это осуществление допуска в возможно короткие сроки (во избежание значительного подъема уровня жидкости в скважине).
Убавка труб, то есть подъем некоторого числа труб. Убавку производят при необходимости ограничения отборов жидкости, подъема ее уровня в скважине либо по другим геолого-техническим причинам. Длину и число поднимаемых труб необходимо тщательно замерять и записывать в книгу документации скважины.
Замена труб частями или полностью производится в случаях:
сильной сработанности резьбовых соединений, через которые проникает газ (воздух);
наличия в теле труб отверстий, трещин; отложение солей, парафина, которые не поддаются очистке без извлечения труб;
при необходимости изменения системы или конструкции подъемника.
Для смены подъемных труб следует к скважине заранее подвезти необходимое количество труб, проверить, замерить и уложить их на стеллажах.
Переборка труб производится обычно в тех случаях, когда по геолого-техническим причинам требуется допуск подъемных труб, а глубина спуска переводника первого ряда труб недостаточна. При этом приходится либо поднимать оба ряда труб и за счет уменьшения длины хвостовика увеличивать глубину спуска верхней части первого ряда труб и затем соответственно этой глубине допускать трубы второго ряда, либо, увеличив глубину подвески первого ряда труб (за счет верхней части их), увеличить соответственно глубину подвески труб второго ряда.
Особенности СПО в насосных скважинах обусловливаются необходимостью спуска насоса, защитных приспособлений, а ряде случаев – подъем труб с жидкостью.
Спуск начинают со спуском насоса (если он трубного типа). При спуске насоса трубного типа под него предварительно ввинчивают фильтр, предохранительную сетку или газопесочный якорь. Затем насос захватывают трубным элеватором и приподняв его над устьем осторожно спускают в скважину. Посадив элеватор на предохранительную воронку, установленную на фланце эксплуатационной колонны, на верхней стяжной муфте насоса закрепляют цепной ключ.
Приподняв элеватором трубу или двухтрубку и придерживая насос цепным ключом, завинчивают трубу в муфту насоса. Затем ее вместе с насосом спускают в скважину и сажают удерживающий их элеватор на фланец эксплуатационной колонны. После этого через спущенную трубу или двухтрубку плунжер на штангах пропускают в цилиндр насоса. Убедившись, что плунжер свободно проходит в цилиндр насоса, поднимают его и, отложив на мостки, приступают к спуску всего комплекта труб, который производят в обычном порядке.
Заключительные работы по окончании подземного ремонта скважины состоят в сборке ее устьевого оборудования.
На глубинно-насосной скважине, сначала собирают тройник-сальник, соединяют полированный шток с головкой балансира станка-качалки при помощи канатной подвески; на фонтанной, компрессорной и скважин эксплуатирующихся ЭЦН, собирают устьевую арматуру.
По окончании ремонта бригада разбирает талевую систему (снимает талевый блок и крюк), отвязывают ходовой конец талевого каната с барабана подъемника.
Основная литература: 1[198-210], 2[Doc/2011.6]
Дополнительная литература: 4 [285-320]
Контрольные вопросы:
Как производят СПО вручную?
В каких случаях производят допуск труб?
Что такое убавка труб?
Когда производят замену труб?
Как проводят заключительные работы?
Лекция № 7,8.. ИНСТРУМЕНТЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ.
Механизация спуско-подъемных операций. За последние годы работы по подземному ремонту скважин значительно механизированы. Созданы механизмы, приспособления и инструменты, облегчающие труд рабочих и ускоряющие спуско-подъемные операции. К ним относятся автоматы для свинчивания и развинчивания труб и насосных штанг.
Для свинчивания и развинчивания труб применяют автомат АПР-2ВБ.
Работы по подъему труб с автоматом производят в следующей последовательности. Оператор подает к устью скважины подвешенный на крюке элеватор, надевает на трубу, удерживаемую спайдером автомата, и захлопывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода следующей муфты; при этом муфта должна быть поднята на высоту, достаточную лишь для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, и тракторист опускает колонну труб; колонна удерживается клиновым захватом. После этого вытаскивают вилку. Оператор устанавливает стопорный ключ на муфту трубы, заклиненной плашками клинового захвата (при подъеме последних 8—10 труб), надевает трубный ключ и ручкой переключателя включает автомат на развинчивание труб. После полного отвинчивания трубы и снятия ключа тракторист поднимает трубу и затем опускает ее; оператор, удерживая трубу за нижний конец, передает ее помощнику оператора и снимает стопорный ключ (при подъеме последних 8—10 труб).
|
Рис. 1.- Автоматический ключ АШК-М Для свинчивания и развинчивания штанг применяют штанговые ключи АШК-М (рис. 1), ключей может выполняться одним человеком. |
Помощник оператора отводит трубу и укладывает ее на мостки. Оператор снимает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после чего операции повторяются. При спуске труб, работая с автоматом, не пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет элеватор.
Работы ведут в следующем порядке. Оператор и его помощник оттягивают элеватор, подвешенный на крюке, в сторону мостков. Оператор надевает элеватор на трубу, захлопывает створку элеватора на защелку, поворачивает элеватор створкой кверху. Тракторист поднимает трубу с мостков и помощник оператора, придерживая трубу рукой или железным крючком для защиты от удара об устье скважины, передает ее оператору. Оператор, приняв трубу, очищает резьбу металлической щеткой, направляет конец трубы в муфту трубы, опущенной в скважину; помощник оператора устанавливает (при спуске первых 8—10 труб) стопорный ключ на муфту трубы, зажатой клиновым захватом, оператор надевает ключ на трубу и, зарядив его, ручкой переключателя включает автомат на свинчивание. После свинчивания труб он переключает автомат на обратный для отжатия сухаря трубного ключа, выключает автомат и снимает трубный ключ, а затем стопорный ключ. Тракторист приподнимает колонну для расклинивания ее от автоматического клинового захвата. Оператор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции повторяются.
Для механизации и частичной автоматизации работ по спуску и подъему центробежных погружных электронасосов разработан специальный автомат АПР-2ЭПН, представляющий собой сочетание автомата АПР-2 с автоматической приставкой, оснащенной автоматическим центрирующим устройством и системой съема и надевания хомутов.
Инструменты, используемые для СПО
Элеваторы предназначены для захвата и удержания в подвешенном состоянии колонн бурильных, НКТ и обсадных труб при СПО.
Для бурильных труб они бывают кованые и литые, а по назначению – трубные и штанговые. Изготавливают элеваторы двух типов: двухштропные грузоподъемностью 50 и 25т и одноштропные 15т.
Элеватор состоит из следующих основных деталей: корпуса (большая челюсть), затвора (малая челюсть), собачки и оси шарнира.
Трубный элеватор представляет собой массивный литой или кованый хомут с отверстием посредине под трубу и с боковыми проушинами под штропы. Затвор также стальной присоединяется к корпусу посредством оси, на которое он вращается.
Рис 2. -Элеватор типа ЭТА
1-серьга; 2-палец; 3-шплинты; 4-корпус; 5-рукоятка; 6-направляющая втулка; 7-штырь; 8- челюсть; 9- направляющие; 10- болт
Собачка служит для того, чтобы в процессе СПО элеватор самопроизвольно не раскрылся. Она срабатывает автоматически под действием пружин. Диаметр отверстия соответствует наружному диаметру поднимаемых или спускаемых труб. Часть одной стенки элеватора раскрывается для ввода трубы. Затем стенка закрывается при помощи рычага. Для всех размеров НКТ соответственно грузоподъемность:
- диаметр труб, мм ………. 48 60 73 89 114
- грузоподъемность, т ……10 15 25 35 40
Штанговые элеваторы типа ЭШН (штанговые, нормальные) предназначены для захвата и подвешивания колонны штанг при СПО. Этот элеватор состоит их стального корпуса, втулки, вкладыша и штропа.
Рис 3- Штанговый элеватор типа ЭШН
1-шайба; 2,5-винт; 3-щека; 4-шплинт; 6-вкладыш; 7- втулка;
8- штроп
Внутри кольцевой расточки вращается втулка, расположенная эксцентрично относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеется вырез для ввода штанги. Сменный вкладыш предохраняет корпус элеватора от износа.
Предусматривается использование 2-х пар вкладышей для втулок: одна для штанг диаметром – 16, 19 и 22мм, вторая – для штанг диаметром 25мм.
Элеватор закрывают и открывают поворотом втулки с помощью рукоятки.
Штропы
Они служат для подвески элеватора на подъемном крюке. Представляет собой замкнутую стальную петлю овальной формы. Чтобы штропы не выходили из проушин элеватора применяют шпильки.
Бывают штропы 2-х видов: ШБН (буровые нормальные) и ШБУ (буровые укороченные), которые различаются размерами и грузоподъемностью.
Рис.4-Штроп эксплуатационный: Рис.5.-Спайдер АГС-80
1-штроп; 2-ручка
Спайдеры
Спайдер предназначен для удержания на весу колонны обсадных труб при спуске их в скважину. Переносить элеваторы от устья к мосткам и обратно очень тяжело. Для облегчения этих работ пользуются клиновым захватом – спайдером.
Основные детали – корпус, плашечки, кулачок, клинья, хомуты. Плашки служат для захвата обсадных труб, который производится зубьями плашек за гладкое тело трубы. Клинья служат для предотвращения кругового перемещения плашек.
Хомуты, состоят их двух половин, предназначены для предотвращения смещения кулачка вверх. Спайдер устанавливают горизонтально, с вышкой.
Ключи
Для свинчивания и развинчивания труб и штанг при СПО применяют трубные и штанговые ключи. Для НКТ диаметром 60, 73 и 89мм применяют цепные универсальные ключи, а для других диаметров шарнирные ключи.
Штанговые ключи изготовляют для штанг всех размеров.
Основная литература: 1[123-135], 4[24-33]
Дополнительная литература: 1[87-98],4[285-320]
Контрольные вопросы:
В чем заключается механизация спуско-подъемных операций?
Перечислите инструменты, используемые при СПО.
Для чего предназначен элеватор?
Для чего служат штропы??
Из чего состоит спайдер и в чем заключается его функция?
Лекция № 9. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН.
При эксплуатации нефтяной и газовой скважины возникают те или иные неполадки, как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.
Каждую скважину останавливают для планово-предупредительного или текущего ремонта. Перерывы в эксплуатации (иначе простой) связаны с ремонтом скважины (эксплуатационных колонн, их забоев) либо с ремонтом подземного оборудования, а также с рядом других причин, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т.д.
Подземным ремонтом называют комплекс работ, включающих ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и труб от песка, парафина и других отложений, а также осуществление геолого-технических мероприятий.
Различают два основных вида подземного ремонта скважин:
текущий ремонт (ПРС)
капитальный ремонт (КРС)
Однако в промысловой практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевают только текущий ремонт.
К текущему подземному ремонту относят планово-предупредительный (профилактический) и внеплановый ремонты.
Планово-предупредительным ремонтом нефтяных и газовых скважин называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, а также частичную или полную замену подземного оборудования, а также очистку забоя и труб. Это должно проводиться еще до того, как скважина снизит дебит или прекратит подачу жидкости.
Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода.
Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
Смена насоса и его деталей;
Ликвидация обрыва и отвинчивание насосных штанг;
Промывка насоса;
Смена НКТ и штанг (также ликвидация утечек в подъемных трубах);
Изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб;
Чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;
Очистка подъемных труб от парафина, солей и других отложений;
Ревизия подземного оборудования;
Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН);
Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и т.д.;
Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.
Вышеназванные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин.
Подземный ремонт может проводиться при открытом и закрытом или герметизированном устье.
В первом случае скважину необходимо останавливать путем ее глушения и замещения внутрискважинной жидкости на безопасную жидкость с целью снижения ее агрессивного воздействия на бригаду ПРС и окружающую среду. Глушение скважины, как правило, существенно ухудшает состояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита.
Во втором случае ремонт производится без глушения скважины, что не приводит к снижению ее дебита после ремонта, улучшает условия работы бригады подземного ремонта и снижает вероятность загрязнения окружающей среды. Но при этом требуется сложное дорогостоящее оборудование, включающее устьевые превенторы и уплотнение устье, способное обеспечивать герметичный пропуск труб с муфтами. Кроме того, в отличие от ремонта при открытом устье, где спуск оборудования происходит под его собственным весом, в этом случае необходимо использование специальных устройств на устье, обеспечивающих создание осевой нагрузки на трубы для проталкивания колонны в скважину при больших давлениях на нем.
В последнее время ремонт при герметизированном устье получил широкое распространение при использовании установок с гибкими трубами (рис.6). Это объясняется существенным упрощением устьевого оборудования вследствие отсутствия муфт на трубах и выполнения труб, наматываемых на барабан; возможностью быстрого проведения спускоподъемных операций и широкого применения средств автоматизации и контроля.
Рис.6.- Схема установки с гибкими трубами для подземного ремонта скважин:
1-циркуляционный переводник; 2-гибкие НКТ; 3-колонная головка; 4-дроссель; 5-отводная линия; 6-циркуляционный тройник с дросселем противодавления и задвижкой 7-четырехплашечный превентор; 8-сальниковая коробка; 9-индикатор веса; 10-инжекторная головка для подачи и извлечения колонны гибких труб; 11- выпрямляющее устройство; 12-подъемный кран инжектора; 13-барабан с гибким НКТ; 14- кабина управления; 15-энергетический блок.
Оборудование для подземного ремонта предусматривает наличие на скважине постоянной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно. Поэтому в настоящее время большее распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спускоподъемных работ.
Общий вид агрегата с вертикальной установкой труб представлении на рисунке 7.
Рис.7-Общий вид агрегата в транспортном и рабочем положениях.
Различия между агрегатами для ПРС и КРС условные, в одних случаях агрегат может использоваться для текущего ремонта, а в других - для капитального. Считают, что агрегат для капитального ремонта должен позволять проводить буровые работы и иметь высокую грузоподъемность.
Подъемник – механическая лебедка установлена на тракторе , автомобиле, или отдельной раме. Приводом лебедки является тяговый двигатель трактора или от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. Агрегат, кроме этого оснащен вышкой и механизмом для ее подъема или опускания.
Основная литература: 1[191-193], 2[Doc/2011.4], 4[24-37]
Дополнительная литература: 1[7-47], 4[325-341]
Контрольные вопросы:
.Что называют подземным ремонтом?
Чем отличаются планово-предупредительный и внеплановый ремонты?
Перечислите виды работ текущего ремонта.
При каких видах устья проводят подземный ремонт скважин?
Расскажите про установку с гибкими трубами.
Лекция № 10,11. ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.
К капитальному ремонту скважин относятся сложные ремонтные ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы.
Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.
Исправление нарушений в обсадных колоннах.
Изоляция пластовых вод.
Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.
Забуривание второго ствола.
Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.
Гидравлический разрыв пласта.
Солянокислотные обработки скважин.
Термическая обработка забоя скважин.
Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.
Операции по ликвидации скважин.
Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).
КРС делят на следующие основные виды работ:
ремонтно-изоляционные
ремонтно-исправительные
ловильные работы
работы по ликвидации скважин
1.К ремонтно-изоляционным относятся работы по ликвидации прорыва в скважину посторонних вод, приток которых ликвидируют путем цементирования ствола скважины или введения в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону.
2.К ремонтно-исправительным работам относят исправление смятий, сломов и трещин в колоннах при помощи оправочных долот, специальных оправок, специальных фрезеров и т.п.
3.К ловильным относят работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента. Для ликвидации таких аварий применяют разнообразные ловильные инструменты: колокола, труболовки, крючки, штопоры, удочки и т.п.
4. Работы по ликвидации скважин сводятся к возможному извлечению обсадных труб, последующему цементированию ствола, заливки его промывочной жидкости или засыпке глиной.
Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.
Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и т.д.
Исследование скважин – комплекс работ по: установлению притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.
Рис. 8-Последовательность выполнения работ при КРС.
Основная литература: 1[239-240], 4[8-21]
Дополнительная литература: 1[12-128], 4[341-367]
Контрольные вопросы:
Что называют капитальным ремонтом?
Перечислите виды работ капитального ремонта.
На какие основные виды работ делят КРС?
Что называют обследованием и исследованием скважин?
Лекция №12,13.. РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.
Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства.(рис. 9).
Для спуска приборов на небольшие глубины (500—1500 м) применяют лебедки с ручным приводом (аппараты Яковлева легкого и тяжелого типов). Аппарат Яковлева легкой конструкции используют для обследований скважин глубиной до 1000—1500 м.
Исследования скважин глубиной более 1500 м с помощью приборов осуществляются механизированными лебедками с приводом от двигателя автомашины, либо портативными лебедками с автономным двигателем внутреннего сгорания. Для спуска глубинных приборов с местной регистрацией широко используются передвижные лаборатории с лебедками конструкции АзИНМАШ.
Лебедка АзИНМАШ-11, монтируемая на шасси автомашины ГАЗ-51, предназначена для спуска и подъема в скважину на глубину до 3000 м измерительных приборов (глубинных манометров, термометров), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них.
Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом, который состоит из мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика оборотов, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.
Рис.9- Различные устройства и приборы для исследования и обследования
Мерительный аппарат позволяет определять глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Управление лебедкой осуществляется рычагами.
|
Рис. 10.- Печать универсальная ПУ-2 |
Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.
Диаметр печати на 10—20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.
Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.
Основными узлами универсальной печати типа ПУ-2 (рис. 10) являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса надевается резиновый стакан, который крепится к корпусу четырьмя винтами. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка с «перьями». На средней цилиндрической части корпуса установлен направляющий винт и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого на кольцевой заплечник корпуса зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажимное устройство - состоит из нажимной втулки и гайки . В верхней части корпуса имеется переводник с замковой резьбой для присоединения печати к колонне труб.
Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.
А) |
В)
Рис.11.-Фотографии печатей, поднятых из скважин после их обследования: А) слом колонны; Б) наличие посторонних предметов; В) отвод колонны. |
Б)
При ловильных работах обследование состояния концов аварийных труб необходимо для правильного выбора ловильного инструмента и последующей работы по извлечению аварийного подземного оборудования.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, т.к. это неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.
Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.
На рис.2 приведены фотографии поднятых из скважин печатей, на отпечатках которых ясно виден характер дефектов обследованных колонн и состояние ствола скважин. На каждой печати, после ее подъема из скважины отмечают номер скважины, которая обследовалась, и дату обследования.
Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, незначительных потертостей колонны, пропусков в резьбовых соединениях и т.д.), через которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей. В таких случаях обследование и исследование скважин ведутся другими методами.
Исправление дефектов в колонне
К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.
Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.
Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем — двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.
Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить причины смятия и в дальнейшем предусмотреть проведение мероприятий, устраняющих их (укрепление стенок скважины с помощью спуска дополнительной колонны или спуска колонны «летучки»).Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени дефекта исправляются с таким расчетом, чтобы спускаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно. Исправление места смятия в колонне производят справочными долотами, грушевидными и колонными конусными фрезерами. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра проходной части в смятой части колонны.
После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его ротором, одновременно при этом скважину промывают. Частота вращения ротора изменяется от 40 до 80 об/мин. Проработав первым справочным долотом смятый участок обсадной колонны, инструмент поднимают и заменяют справочное долото на другое, имеющее диаметр на 5 мм больше, чем предыдущее. (По мере расширения места смятия, используют одно за другим справочные долота с увеличением диаметра на 5 мм.)
Работа с очередными долотами производится так же, как и с первым.
Так, для исправления смятий в обсадной колонне диаметром 168 мм используют набор справочных долот с наружными диаметрами 120, 125, 130, 135, 140 и 145 мм.
Если при больших смятиях обсадных колонн длительная работа оправками и справочными долотами не приводит к положительным результатам и место смятия протирается, то смятое место фрезеруют грушевидными или колонными фрезерами.
Грушевидный фрезер спускают поочередно и поразмерно так, чтобы образовался проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Образовавшийся дефект необходимо зацементировать от возможного проникновения посторонних вод и осыпания породы. Если после ликвидации смятия изолировать дефект путем цементажа не удается, то в скважину спускают дополнительную обсадную колонну. Если же по каким-либо техническим причинам спустить дополнительную колонну невозможно, скважину возвращают на горизонт, расположенный выше дефекта, или зарезают и бурят второй ствол.
Замена поврежденной части колонны
Поврежденную часть колонны можно заменить в случае, когда место дефекта находится выше башмака технической колонны и выше уровня цементного кольца межколонного пространства. Для этого труборезкой вырезают верхнюю часть эксплуатационной колонны на 5—6 м выше места дефекта и извлекают ее из скважины. Затем освобождающейся внутренней труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы отвинчивают и извлекают поврежденную часть колонны. Оставшуюся в скважине часть колонны проверяют соответствующим шаблоном, в нижней части которого имеется конус-направление, предохраняющий повреждение резьбы оголенного конца отвинченной колонны. Убедившись в нормальном прохождении шаблона, спускают новую колонну труб. При этом соединительное звено оборудуют специальным направлением, диаметр которого на 10—12 мм меньше диаметра технической колонны. Направление имеет козырек для того, чтобы завести и направить колонну при свинчивании.
В нижней трубе для направления и центрирования спускаемой части колонны с оставшейся в скважине частью устанавливают конусную пробку, которую после соединения труб извлекают или разбуривают. После свинчивания колонну проверяют под растягивающей нагрузкой, равной 60—70% ее веса. Определяют герметичность места нового соединения колонны и при необходимости создают цементное кольцо в межколонном пространстве.
Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне
путем спуска дополнительной колонны
Дополнительные эксплуатационные колонны спускают в скважины в следующих случаях: 1) если невозможно ликвидировать дефект в эксплуатационной колонне путем цементирования; 2) в эксплуатационной колонне имеется несколько дефектов на разных глубинах, не поддающихся ремонту; 3) имеется возможность пропустить дополнительную обсадную колонну ниже места слома основной эксплуатационной колонны.
Дополнительные колонны спускают внутрь дефектных эксплуатационных колонн, устанавливая башмак ее ниже дефекта, или выше эксплуатационного горизонта, или на забое.
В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними. Верхний конец «летучки», находящийся на некотором расстоянии от устья скважины, оборудуют специальной направляющей воронкой, а нижний — башмаком с фаской.
Дополнительные колонны спускают в скважину с последующим цементированием их или же с установкой пакера. При цементировании дополнительной колонны обеспечивается надежная изоляция притока посторонних вод к фильтру скважины. Длина «летучки» принимается из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50 м выше верхнего дефекта в эксплуатационной скважине.
Основная литература: 1[239-249], 4[38-53]
Дополнительная литература: 1[107-112], 4[341-367]
Контрольные вопросы:
Какими приборами обследуются скважины глубиной свыше 1500м?
Что такое печать?
Для чего используют печать?
Как производить исправление дефектов в колонне
В каких случаях перекрывают дефекты в эксплуатационной колонне дополнительной колонной?
Лекция № 14,15. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ.
Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к нефтяным горизонтам коды подразделяют на: верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.
Верхняя и нижняя воды залегают соответственно выше или ниже нефтяного пласта.
Контурная (краевая или крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках).
Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельном пропластке отделяясь от нефти небольшими глинистыми пропластками.
Промежуточная вода. Нефтяной пласт нередко состоит из отдельных пропластков, у которых контуры нефтеносности не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие пропластки, часто не отличаются от свойств пластовых вод. Такие воды называются промежуточными.
Тектоническая вода — вода, проникшая в данный горизонт, вскрытый скважинами, по тектоническим нарушениям, например по сбросовым трещинам.
Смешанной называют воду из нескольких нефтяных горизонтов, объединенных в одной скважине общим фильтром.
Для разработки рациональных мероприятий по изоляции посторонних вод и получения эффективных результатов необходимо знать: причины поступления посторонних вод в скважины; горизонт (объект, к которому принадлежит вода); пути движения вод; глубину залегания водоносного горизонта (пласта, объекта).
Причины поступления посторонних вод в скважины
При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода в скважину может поступать в период ее освоения, после окончания бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации скважины.
Появление посторонних вод во всех случаях приводит к выводу скважины из эксплуатации.
Причиной прорыва посторонних вод являются:
недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны в процессе бурения, вследствие чего отсутствует полная изоляция нефтеносных горизонтов от водоносных;
нарушение цементного кольца в затрубном пространстве или разрушение цементного стакана на забое эксплуатационной колонны;
обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт (скважина-обводнительница);
дефект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачественности металла (наличия в теле колонны трещин, раковин),
разрушения колонны под действием минерализованных пластовых вод,
нарушения колонны в процессе освоения скважины, повреждения ее при капитальном и подземном ремонтах скважин.
Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции от проникновения вод: верхних; нижних; подошвенных и пластовых.
Изоляция от проникновения верхних вод
После выявления места притока работы по изоляции от проникновения верхней воды, поступающей через дефект в эксплуатационной колонне, производят следующими способами:
а) заливкой цементным раствором на водной основе через дефект колонны под давлением с последующим разбуриванием цементного стакана;
б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;
в) спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием;
г) спуском специальных пакеров.
Изоляцию от верхней воды, поступающей по затрубному пространству через отверстия фильтра, проводят:
а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора;
б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.
Место притока и пути движения верхней воды, поступающей в скважину через дефект в колонне, определяют при помощи резистивиметра, манометра, электротермометра, а также фотоэлектрическим и гидроакустическим способами.
Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины затрамбовывают песком и, когда это необходимо, создают цементный стакан над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.
С целью перекрытия путей поступления воды через дефект закачивают под давлением цементный раствор (через заливочные трупы и без труб).
В цементный раствор, приготовленный на водной основе, добавляют радиоактивные изотопы для определения пути движения раствора за колонной. По истечении срока твердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой. Затем разбуривают цементный стакан в колонне и промывают скважину ниже дефекта до насыпной пробки, а затем место дефекта испытывают на герметичность опрессовкой или понижением уровня, после чего скважину промывают до забоя.
При наличии в колонне нескольких дефектов, ремонт их проводят в таком порядке: вначале устраняют дефект наверху, а затем последовательно дефекты, расположенные ниже.
Для изоляции верхней воды, поступающей по затрубному пространству к забою скважины по трещинам и другим нарушениям в пласте, цементируют колонну через отверстия фильтра. При использовании водно-цементного раствора вероятность загрязнения призабойной зоны эксплуатационного объекта, характеризующегося низким пластовым давлением, очень большая. В этих случаях применяют цементирование нефтецементным раствором. При этом борьба с обводнением сводится в основном к селективной изоляции водонасыщенной зоны.
Изоляция от проникновения нижних вод
Изоляция вод, поступающих через цементный стакан. Нижние воды могут проникнуть к эксплуатационному объекту через цементный стакан вследствие недоброкачественности цементирования при возврате на вышележащий, горизонт либо вследствие разрушения цементного стакана в процессе эксплуатации скважины.
До создания нового цементного стакана следует разрушенный стакан промыть или разбурить до старого забоя или до крепкого места.
Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный объект цементирование следует производить по способу «сифона» или с помощью желонки (в неглубоких скважинах), а в глубоких — заливочным агрегатом (без давления).
Нижние воды могут проникать также через дефект в «кармане» (зумпфе) скважины между забоем и эксплуатационным объектом. В этих случаях доступ нижней воды перекрывают созданием цементного стакана над дефектом: на 3—5 м ниже дефекта в не менее чем на 2—3 м выше дефекта.
Изоляция от проникновения вод, поступающих по затрубному пространству. Пути проникновения нижних вод в скважину по затрубному пространству через отверстия фильтра определяют таким же способом, как и проникновение верхних вод. Для изоляции нижних вод применяют цементирование под давлением через отверстия фильтра водоцементным раствором в тех случаях, когда нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. Во всех остальных случаях при цементировании используют нефтецементный раствор.
Технологический процесс цементирования и связанные с ним работы протекают в той же последовательности, что и при изоляции от проникновения верхних вод цементированием через отверстия фильтра.
Создание цементных поясов (перегородок). При разработке нефтяных месторождений по системе «снизу вверх» нижние воды могут обводнить продуктивные горизонты.
С. Т. Овнатанов, Б. И. Арутюнов и И. Б. Саркисов предложили способ изоляции от проникновения сильных напорных вод, поступающих в нефтяную скважину и обводняющих вышележащие продуктивные горизонты, путем создания цементных колец вокруг эксплуатационной колонны, между источником обводнения и эксплуатационным объектом. С этой целью между источником обводнения и вышележащим эксплуатационным объектом колонна перфорируется и в образованные отверстия под давлением нагнетается цементный раствор. До закачки раствора необходимо герметизировать фильтр эксплуатационной колонны.
В последние годы при создании цементных поясов отверстия фильтра эксплуатационного горизонта заливают под давлением нефтецементным раствором, герметизируют с применением специальных пакеров или обратного сальника, скважину испытывают на поглощение, а затем производят цементирование под давлением водоцементным раствором. После цементирования, над новым искусственным забоем простреливают еще отверстия и вновь осуществляют цементаж под давлением. При каждом цементировании цементный стакан должен быть выше специально прострелянных отверстий на несколько метров. В зависимости от свободного интервала ниже эксплуатационного объекта, характера и напора нижней воды можно создавать несколько цементных поясов.
Изоляция вод, поступающих через соседнюю скважину. На старых, длительно разрабатываемых площадях, возникает возможность проникновения воды через пласты из одной скважины в другую. Обычно это наблюдается в скважинах, расположенных близко друг от друга, перебывавших продолжительное время в эксплуатации со значительным отбором жидкости. Вода в этих случаях движется по пластам, трещинам, тектоническим нарушениям. Таким образом, одна из скважин является обводнительницей другой. Для перекрытия доступа воды скважину-обводнительницу цементируют под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором.
В процессе цементирования и на время схватывания и твердения раствора в соседней скважине следует создать противодавление. Из скважины должно быть извлечено все подземное оборудование, иначе может произойти зацементирование его вследствие проникновения цементного раствора в ствол скважины по путям, по которым двигалась вода.
При изоляции скважины от проникновения вод в подобных случаях после цементирования возникает необходимость разбуривания цементного стакана для вскрытия фильтра эксплуатационного объекта.
После изоляционных работ необходимо испытать обе скважины он опрессовкой и ли максимально возможным снижением уровня в колонне.
Изоляция от проникновения подошвенных вод
Технология проведения изоляции скважины от проникновения подошвенных вод такая же, как и при изоляции от проникновения нижних вод.
Тампонаж проводят нефтецементным раствором. При этом следует учитывать, что подошвенная вода в большинстве случаев поступает в скважину не через трещины или каналы пласта, а через его поры. Часто не удается создать за колонной водонепроницаемый слой, пересекающий конус обводнения, так как цементный раствор не проникает в поры пласта.
В ряде случаев целесообразно заливку производить через специально прострелянные отверстия в эксплуатационной колонне, в интервале водо-нефтяного контакта, и в эти отверстия под давлением нагнетать цементный раствор.
Для успешной изоляции от проникновения подошвенных вод перед цементированием под давлением иногда производят гидравлический разрыв пласта.
Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов.
При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов (т. е. при эксплуатации их объединенным фильтром) возможно частичное или полное обводнение скважины водами одного из горизонтов.
При появлении воды в скважине продолжение совместной эксплуатации без изоляции пропластка, по которому подошла вода, недопустимо, тем более, если одной скважиной эксплуатируются объекты с различными статическими уровнями или пластовыми давлениями. В таких случаях должны быть приняты меры к разобщению их.
Если вода проникает в скважину через нижнюю часть объединенного фильтра, в стволе создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка.
Сущность этих работ заключается в следующем. В скважину спускают заливочные трубы до забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без давления.
Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, изоляцию ее проводят цементированием под давлением через заливочные трубы. Для этого нижнюю часть фильтра затрамбовывают песком во избежание попадания в эту зону цементного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и производят цементирование под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка цементного раствора. По окончании работ испытывают колонну на герметичность.
Цементирование скважин преследует две цели:
Обеспечить длительную изоляцию продуктивных объектов от верхних или нижних вод;
Создать цементный стакан на забое или цементный мост;
Изоляция фильтра при возврате скважины на выше-или нижележащий горизонт;
Ремонт дефекта в эксплуатационной колонне;
Цементирование дополнительной колонны при исправительных работах;
Крепление ПЗС во избежание образования пробок и т.д.
Цементирование под давлением через отверстия фильтра, через специально простреленные отверстия или через дефект в колонне производится с целью продавить в пласт или за колонну большое количество цементного раствора. Это нужно ля надежного перекрытия нефтяного горизонта от проникновения чуждых вод. Чем медленнее будет производится продавка, тем эффективнее будет изоляция.
Цементирование без давления производится в тех случаях, когда следует создать новый цементный забой, цементный стакан в стволе скважины или перекрыть им нижнюю часть фильтра эксплуатационного объекта.
Основная литература: 1[266-270], 4[53-78]
Дополнительная литература: 1[134-138], 4[358-362], 5[154-173]
Контрольные вопросы:
Виды подземных вод по отношению к нефтяным горизонтам.
Цель проведения изоляционных работ.
Технология изоляции нижних и верхних вод.
Цели и виды цементирования скважин.
Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов.
Лекция № 16,17. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ.
Возврат скважин на выше – или нижележащий горизонт – мероприятие, применяемое на многопластовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин.
Принятая разработка нефтяных месторождений по системе «снизу—вверх» предусматривает возможность использования скважин для поочередной эксплуатации ряда горизонтов и пластов по мере их истощения или по другим техническим причинам. Скважины, после того, как они выполнили свое назначение на каком-либо объекте эксплуатации, переводят на эксплуатацию другого объекта.
Решение о переводе скважин (возврата) на другие горизонты принимают, если нет возможности использования их в качестве пьезометрических, наблюдательных, нагнетательных на данном горизонте.
Одной из основных причин перевода нефтяной скважины на другие горизонты является истощение в ней эксплуатируемого горизонта, когда ее суточный дебит оказывается меньше предельно рентабельного. Предел рентабельности эксплуатации определяется таким уровнем себестоимости добычи нефти, который позволяет возместить все издержки производства при действующих оптовых ценах на нефть и продукты ее переработки. При определении этого предела учитывают издержки по добыче, транспортировке и переработке нефти. Вывод о нерентабельности эксплуатации скважины по дебиту нефти или непромышленном притоке газа делают при условии, что в скважинах был осуществлен весь комплекс технически возможных и целесообразных мероприятий по улучшению условий притока жидкости и газа (кислотная обработка, гидроразрыв, торпедирование и т. п.). Ниже приведены примерные предельные дебиты по расчетам ЦНИИТЭнефти.
Глубина скважин, м
Дебит, кг/сут |
До 500
50 |
До 800
100 |
До 1200
200 |
До 2000
300 |
Свыше 2000
500 |
Переводу на другие горизонты подлежат также скважины, у которых величина газового фактора выше нормы, установленной для данной залежи при оптимальном режиме эксплуатации скважины. При обводнении продуктивного горизонта контурной водой допускается возврат скважины на другие горизонты, если она (нефтяная или газовая) обводнилась до такой степени, что дальнейшая эксплуатация нерентабельна. Предел рентабельности для каждой скважины определяют с учетом геологических и технико-экономических условий разработки месторождения.
Возврат скважины на другие горизонты по техническим причинам допускается:
1) если нет возможности проведения изоляционных работ в скважинах для прекращения притока посторонних вод;
2) когда эксплуатация скважины невозможна из-за дефектов обсадных колонн (при отсутствии технических условий для их исправления);
3) если произошли сложные аварии в скважинах, ликвидация которых невозможна.
Таким образом, возврат скважин на выше- или нижележащие горизонты производят в случаях:
1) истощения эксплуатационного объекта;
2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой;
3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как дегазирующего нефтеносный горизонт;
4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т.д. (технические причины).
Возврат скважины на вышележащий горизонт производят после разобщения оставляемого горизонта от нового путем создания в стволе монолитного цементного моста (стакана) над оставляемым, горизонтом. При этом главное внимание должно быть уделено изоляции от проникновения воды, в особенности, если эта вода высоконапорная, а возвратный горизонт по разрезу расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта. В таких случаях применяют метод заливки цементного раствора под давлением через существующие отверстия фильтра.
Если возвратный горизонт находится на значительном расстоянии от оставляемого объекта, то используют метод заливки без давления.
На старых площадях, где длительно разрабатываемые пласты сильно дренированы, при цементаже происходит интенсивное поглощение цементного раствора пластом. Приходится производить повторные цементирования, на что тратится много времени и средств. Поэтому, когда нет опасности проникновения посторонних вод в возвратный объект, рекомендуется затрамбовать забой скважины песком или глиной, а затем уже создавать цементный стакан необходимой высоты.
При опасности прорыва нижних вод к возвратному объекту в скважинах, сильно поглощающих жидкость, в пласт вводят песок до частичного восстановления циркуляции, после чего производят цементирование под давлением.
Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом практикуется применение одной-двух заливок гельцементом, добавкой в цементный раствор алюминиевого порошка или предварительная глинизация пласта.
При двухколонной конструкции скважины иногда за колонной в интервале, куда производится возврат, или выше него, отсутствует цементное кольцо, что создает угрозу проникновения посторонних вод к возвратному объекту через межтрубное пространство. В подобных случаях вырезают и извлекают внутреннюю колонну на 15— 20 и ниже возвратного объекта, а затем производят цементирование под давлением с таким расчетом, чтобы новый искусственный забой был на 8—10 м выше обреза извлеченной колонны.
Если по ряду технических причин колонну извлечь невозможно, ее простреливают ниже возвратного объекта на 10—15 м и затем производят цементирование под давлением с расчётом продавки цементного раствора в межтрубное пространство и оставления в колонне цементного стакана соответствующей высоты.
До начала цементирования скважина должна быть обследована печатью. Рекомендуется при возвратных работах испытывать колонну на герметичность до места предполагаемого нового цементного забоя. Эта необходимость вызвана тем, что в старых скважинах могут быть дефекты в виде сломов колонны и трещин, через которые происходит поглощение. При наличии таких дефектов в процессе цементирования под давлением через отверстия фильтра возможны осложнения.
Во всех случаях при возвратных работах после установления надежного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня.
Возврат на нижележащий горизонт производится сравнительно редко, обычно в тех случаях, когда соседние скважины, которые должны были извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам.
Сущность работ по возврату на нижележащий горизонт заключается в следующем. Ствол скважины и забой обследуют печатью для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя. После этого цементируют оставляемый горизонт под давлением через отверстия фильтра. Цементную пробку по окончании срока твердения раствора в колонне разбуривают до необходимой глубины, после чего испытывают колонну на герметичность.
Основная литература: 1[271-274], 4[53-78]
Дополнительная литература: 1[140-141], 3[104-112]
Контрольные вопросы:
С какой целью производят возвратные работы?
По каким техническим причинам допускается возврат скважины на другой горизонт?
Как производят возврат скважины на вышележащий горизонт?
Как производят возврат скважины на нижележащий горизонт?
Расскажите о предельных дебитах по расчетам ЦНИИТЭнефти.
Лекция № 18,19. ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
Виды аварий. Наиболее сложными и трудоемкими видами работ, выполняемых при капитальном ремонте скважин, являются работы, связанные с ликвидацией аварий и осложнений, происшедших в стволе скважины.
Наиболее часто встречающимися видами аварий в эксплуатационных скважинах являются:
1) прихват двух рядов насосно-компрессорных труб металлическим сальником или песчаной-пробкой, образовавшимися в процессе эксплуатации скважины;
2) прихват одного ряда труб песчаной пробкой в процессе эксплуатации или при промывке скважины для удаления пробки;
3) прихват насосных труб с глубинным насосом и защитным приспособлением песчаной пробкой;
4) полет одного и двух рядов насосно-компрессорных труб;
5) полет насосных труб с глубинным насосом, штангами (или без штанг) и защитным приспособлением;
6) оставление в скважине погружного электронасоса с кабелем и без кабеля;
7) обрыв насосных штанг с полетом и без полета насосных труб в скважину;
8) оставление тартального каната вследствие обрыва или прихвата во время чистки скважины желонкой от песчаной пробки или снижения уровня;
9) обрыв каротажного кабеля при электрометрических работах;
10) оставление в скважине или падение в нее отдельных предметов;
11) забитость ствола различными посторонними предметами.
Извлечение прихваченных труб. Обычно прихваченной пробкой оказывается нижняя часть труб, за исключением случаев, когда прихват произошел вследствие слома в верхней части эксплуатационной колонны.
Существует несколько способов освобождения труб от прихвата пробкой.
Один из способов — расхаживание. Расхаживание производят натяжкой колонны труб. Нагрузка при натяжке должна быть на 60—70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб, чтобы избежать их обрыва.
Расхаживание следует проводить равномерно, натяжки давать не более, чем на 0,3—0,5 м за один прием, периодически оставляя трубы под натяжкой. Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта спущенных труб, глубины скважины и характера прихвата.
В процессе эксплуатации скважины компрессорным способом возможны следующие случаи прихвата вследствие образования песчаной пробки или окалины: 1) первый ряд труб прихвачен, второй свободен; 2) первый ряд свободен, второй прихвачен; 3) прихвачены оба ряда.
Способы извлечения труб в каждом из указанных случаев различны.
Извлечение труб при прихвате первого-ряда и свободного-второго ряда. Для того чтобы убедиться в том, что произошел указанный случай прихвата, дают натяжку второму ряду труб и полностью извлекают. Затем в кольцевое пространство закачивают воду. Заполнение водой этого пространства является признаком прихвата труб первого ряда. В таких случаях не рекомендуется создавать большие давления с целью продавки песчаной пробки в пласт во избежание большего уплотнения пробки.
Может быть и такой случай, когда затрубное пространство скважины не заполняется водой, а трубы все же прихвачены. Происходит это при сломе в колонне, через который в процессе эксплуатации поступал песок вместе с жидкостью, что и привело к прихвату. Такие случаи наиболее часто встречаются в процессе эксплуатации скважины однорядным лифтом.
При прихвате труб следует попытаться расхаживанием их освободить. Если это не удается сделать, то трубы извлекают отвинчиванием.
Извлечение прихваченных труб обоих рядов. После установления факта прихвата труб обоих рядов и принятых мер по освобождению второго ряда, не давших положительных результатов, трубы извлекают поочередным отвинчиванием.
Порядок производства работ таков: трубы второго ряда пропускают вниз насколько возможно, полностью разгружают и только тогда отвинчивают внутри первого ряда. После подъема отвинченных труб второго ряда, 114-м трубы первого ряда захватывают труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы и пропускают вниз также до полной разгрузки, затем отвинчивают и извлекают их.
В последующем отвинчивают и извлекают поочередно трубы обоих рядов с помощью ловильного инструмента, имеющего размер, соответствующий диаметру конца труб, оставшихся в скважине. На практике могут встретиться случаи, когда происходит совместное отвинчивание обоих рядов при отвинчивании труб первого или второго рядов. Поднимать такие трубы следует с помощью труболовки освобождающегося типа и хомутом с клиньями. Поочередно отвинчивают и поднимают их до тех пор, пока не будут извлечены полностью трубы второго ряда. Оставшиеся трубы первого ряда извлекают так же, как и прихваченные трубы.
Извлечение полетевших труб. При полете труб, особенно двух рядов, происходят серьезные осложнения — они ломаются и искривляются при ударе о забой (рис. 12).
Рис.12 – Оборвавшиеся насосно-компрессорные трубы, поднятые из скважины
Нередко вследствие поломок трубы располагаются в скважине в несколько рядов (особенно при больших диаметрах эксплуатационных колонн). При комбинированной конструкции первого ряда из 114-м и 73-мм труб, верхние 114-мм трубы при поломке вклиниваются между 73-мм трубами и стенками колонны, при этом концы труб в местах слома оказываются сильно деформированными, что в дальнейшем вызывает необходимость длительных работ по их исправлению.
Наиболее серьезные осложнения возникают при полете двух рядов труб.
Техника извлечения полетевших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати устанавливают местонахождение и определяют состояние конца полетевших труб. Нарушения конца трубы бывают 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 ловильный инструмент. Исправление нарушенного конца трубы, когда он разорван и разворочен наружу, производят торцевыми фрезерами: когда фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1—3 м), захватывают трубу ловильным инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется, так как ловильный инструмент может сорваться. При исправлении нарушенного конца трубы фрезер срезает ее разорванные концы, куски которых препятствуют дальнейшей работе фрезера. Срезанные куски трубы извлекают магнитными фрезерами — пауками, а затем приступают к работе фрезерами по исправлению нарушенного конца.
После извлечения трубы с нарушенным концом остальные трубы извлекают в обычном порядке.
При полете насосных труб со штангами, если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри их, ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате полета ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы носят более сложный и затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при нагрузке на их конец могут сильно изогнуться (скручиваться в скважине), в результате чего иногда получается клубок изогнутых штанг (рис.13), извлечение которых затруднительно. В этом случае при их извлечении часто образуется плотный металлический сальник, который впоследствии разрезают торцевыми фрезерами. Если даже конец штанги только изогнется, то захватить его ловильным инструментом затруднительно.
|
Pиc. 13-. Клубок изогнутых штанг
|
Большей частью осложнения при ликвидации аварий со штангами происходят, когда у бурового мастера нет точных данных о местонахождении конца штанг. При этом скважину обследуют печатями, что приводит к деформации конца оставшихся штанг.
В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента.
Захватные устройства предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. По принципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным - ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным – труболовки и ловители. Режущие инструменты – фрезеры, райберы, треборезки и т.д.
Рассмотрим некоторые ловильные инструменты. Специальный эксплуатационный метчик МЭС (рис.14) предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно‑компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты.
Рис. 14 — Ловильные метчики
а) универсальный типа МЭУ; б) специальный типа МЭС
1 — присоединительная резьба; 2 — ловильная резьба.
Скважинные фрезеры типа ФП предназначены для фрезирования верхнего конца насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб с целью захватывания их ловильным инструментом (рис.15).
Рис 15 — Скважинный фрезер типа ФП
Труболовки могут быть: для захвата за внутреннюю поверхность: их называют внутренними труболовками; для захвата за наружную поверхность: их называют наружными труболовками, ловителями или овершотами. Они могут быть освобождающиеся и неосвобождающиеся. Первые позволяют освободиться при необходимости от захваченной трубы.
Рис. 16- Внутренние труболовки освобождающегося и неосвобождающегося типов: 1-переводник; 2-механизм освобождения; 3- стержень с насечкой; 4- плашка; 5- поводок; 6- стержень.
Основная литература: 1[279-291], 4[110-125]
Дополнительная литература: 1[174-208]
Контрольные вопросы:
С какой целью производят ловильные работы?
Назовите наиболее часто встречающиеся виды аварий.
Каким способом можно освободить трубы прихваченные пробкой?
Расскажите технологию извлечения полетевших насосных труб со штангами.
В чем назначение труболовок, метчиков и фрезеров?
Лекция № 20,21. РАБОТЫ ПО ЛИКВИДАЦИЙ СКВАЖИН.
Все скважины, пробуренные с целью разведки или разработки месторождения нефти и газа, при ликвидации и списании затрат на их сооружение делятся на 6 категорий.
К первой категории относятся скважины, заложенные с цель поисков, разведки и оконтуривания месторождений для подземного хранения нефти, газа и нефтепродуктов, выполнившие свое назначение и после окончания бурения оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях(сухими или водяными); скважины , не доведенные до проектной глубины из-за нецелесообразного дальнейшего их бурения.
Ко второй категории относят эксплуатационные и оценочные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа, оказавшиеся сухими или водяными; нагнетательные и наблюдательные скважины, оказавшиеся в неблагоприятных условиях.
К третьей категории относят все скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (аварий и осложнений в процессе бурения и эксплуатации).
Под техническими причинами в бурении понимают причины, вызывающие нарушение технологии колонны, аварии с буровым инструментом, уход раствора беспрерывные обвалы, сужение ствола, открытое фонтанирование и т.д., в результате которых доведение скважины до проектной глубины становится невозможным.
Под техническими причинами в эксплуатации понимают причины, вызывающие нарушение (слом, смятие) эксплуатационной колонны, сложную аварию с подземным оборудованием, непрерывное образование пробок, обводнение посторонними водами, вследствие чего невозможна дальнейшая эксплуатация.
К четвертой категории относят эксплуатационные скважины, полностью обводнившиеся пластовой водой или истощенные, а также нагнетательные и наблюдательные скважины, при невозможности или нецелесообразности их использования по геологическим причинам.
Такие группы скважин ликвидируют при снижении суточных дебитов нефти и газа ниже установленного предела рентабельности только в том случае, если невозможно повышение их дебита, и они не могут быть использованы в качестве нагнетательных, контрольных скважин.
К пятой категории относят скважины, расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий(землетрясений, оползней и т.д. ), а также скважины, выполнившие свою задачу.
К шестой категории относят законсервированные скважины в ожидании организации промысла (свыше 10 лет); скважины, использование которых невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации – конструкции, диаметра и коррозиестойкости обсадной колонны и ее цементирования.
В любом случае необходимо всемерно стремится к уменьшению количества ликвидируемых скважин. Следует тщательно анализировать геологические условия, соблюдать установленный режим бурения и своевременно предотвращать причины, могущие повлечь за собой ликвидацию скважин.
При ликвидации стараются к возможному извлечению обсадной колонны, если залежь чисто нефтяная и не наблюдаются минерализованные пластовые воды, могущие загрязнять верхние пресные воды.
При невозможности извлечения обсадных колонн, устье закрывают глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем или заглушкой.
Работы проводят по специальным проектам и планам, согласованным с Госгортехнадзором.
Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.
Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 x 1 x 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.
Основная литература: 1[313-316], 3[814-815], 6[190-270],
Дополнительная литература: 1[155-166], 7[14-16]
Контрольные вопросы:
На сколько категории делят скважин подлежащие ликвидации?
Когда ликвидируют скважины истощенные или обводнившиеся пластовой водой?
Какие технические причины в бурении вызывают ликвидацию скважин?
Какие технические причины в процессе эксплуатации вызывают ликвидацию скважин?
Расскажите технологию ликвидаций скважин.
Лекция № 22,23. ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН, ПРИМЕНЕНИЕМ ВТОРОГО СТВОЛА.
Одним из эффективных методов восстановления скважин является зарезка и бурение второго ствола.
Зарезка и бурение второго ствола – метод восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически невозможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно, а также восстанавливать сетку скважин для пластов, подверженных методом искусственного воздействия с целью создания равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта (за счет скважин, возвращаемых из вышележащих пластов), что имеет большое значение для повышения эффективности разработки залежи.
Накопленный опыт показал, что зарезку и бурение второго ствола можно производить во всех скважинах при любых геологических условиях.
Метод зарезки и бурения второго ствола заключается в следующем:
1) обследуется состояние колонны;
2) цементируется колонна и 'устанавливается отклонитель на требуемой глубине;
3) вскрывается окно в колонне;
4) забуривается второй ствол до заданной глубины;
5) проводится комплекс электрометрических работ;
6) производится спуск эксплуатационной колонны с последующим цементированием и опрессовкой;
7) перфорируется колонна против продуктивного горизонта.