Реконструкция и восстановление скважин
..pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
А.А. Кукьян, А.А. Мелехин, В.М. Плотников
РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2015
1
УДК 622.276.7-048.25(075.8) К90
Рецензенты:
кандидат технических наук, доцент Л.Н. Долгих (Пермский национальный исследовательский политехнический университет);
доктор технических наук, главный научный сотрудник, академик РАЕН Ю.А. Коротаев
(ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», г. Пермь)
Кукьян, А.А.
К90 Реконструкция и восстановление скважин : учеб. пособие / А.А. Кукьян, А.А. Мелехин, В.М. Плотников. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2015. – 210 с.
ISBN 978-5-398-01450-1
Проанализированы актуальные проблемы, связанные с реконструкцией и восстановлением скважин. Представлен полный комплекс работ, сопряженныйсоперациямипореконструкцииивосстановлениюскважин. Рассмотренооборудование, применяемоевэтихоперациях.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по направлению 131000.62 «Нефтегазовое дело».
ISBN 978-5-398-01450-1 |
© ПНИПУ, 2015 |
2
ОГЛАВЛЕНИЕ |
|
ВВЕДЕНИЕ..................................................................................... |
7 |
1. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН .............................................. |
8 |
1.1. Глушение скважин............................................................. |
8 |
1.2. Отключение пластов или их отдельных |
|
интервалов..................................................................................... |
12 |
1.3. Перевод скважин на другие горизонты |
|
и приобщение пластов ................................................................. |
15 |
1.3.1. Переход на верхний горизонт................................. |
16 |
1.3.2. Переход на нижний горизонт.................................. |
17 |
1.4. Перевод скважин на использование по другому |
|
назначению.................................................................................... |
17 |
1.5. Освоение скважины под отбор пластовой |
|
жидкости ....................................................................................... |
18 |
1.6. Устранение негерметичности эксплуатационной |
|
колонны......................................................................................... |
19 |
1.6.1. Устранение негерметичности |
|
тампонированием......................................................................... |
19 |
1.6.2. Тампонирование негерметичных резьбовых |
|
соединений обсадных колонн ..................................................... |
19 |
1.6.3. Изоляция сквозных дефектов обсадных |
|
колонн............................................................................................ |
20 |
1.6.4. Перекрытие дефекта обсадной колонны |
|
трубами меньшего диаметра....................................................... |
21 |
1.6.5. Исправление смятых участков |
|
эксплуатационных колонн........................................................... |
22 |
1.6.6. Установка стальных пластырей.............................. |
22 |
1.7. Устранение аварий, допущенных в процессе |
|
эксплуатации или реконструкции скважин ............................... |
25 |
1.7.1. Подготовительные работы к устранению |
|
аварий............................................................................................ |
25 |
1.7.2. Извлечение из скважины труб................................ |
26 |
1.7.3. Извлечение из скважины отдельных |
|
предметов...................................................................................... |
27 |
|
3 |
1.8. Реконструкция скважин, связанная с бурением |
|
боковых стволов........................................................................... |
27 |
1.8.1. Подготовительные работы...................................... |
29 |
1.8.2. Технология прорезания «окна» в обсадной |
|
колонне.......................................................................................... |
30 |
1.8.3. Технология бурения бокового ствола.................... |
31 |
1.8.4. Технология крепления бокового ствола................. |
32 |
1.9. Прочие виды работ по реконструкции скважин............ |
35 |
1.9.1. Консервация и расконсервация скважин............... |
35 |
1.9.2. Ликвидация скважин................................................ |
41 |
2. ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН......................................... |
53 |
2.1. Ремонтно-изоляционные работы.................................... |
53 |
2.1.1. Подготовка к ремонтно-изоляционным |
|
работам.......................................................................................... |
54 |
2.1.2. Восстановление герметичности цементного |
|
кольца............................................................................................ |
55 |
2.1.3. Наращивание цементного кольца за обсадной |
|
колонной........................................................................................ |
58 |
2.1.4. Исправление негерметичности цементного |
|
кольца............................................................................................ |
60 |
2.2. Устранение аварий, допущенных в процессе |
|
эксплуатации скважин ................................................................. |
63 |
2.2.1. Подготовительные работы...................................... |
63 |
2.2.2. Извлечение из скважины труб................................ |
64 |
2.2.3. Извлечение из скважины отдельных |
|
предметов...................................................................................... |
64 |
2.3. Устранение аварий, допущенных в процессе |
|
бурения.......................................................................................... |
65 |
2.3.1. Классификация аварий ............................................ |
66 |
2.3.2. Причины возникновения аварий............................. |
67 |
2.3.3. Способы ликвидации аварий в процессе |
|
бурения.......................................................................................... |
68 |
2.3.4. Ликвидация прихвата с помощью ударных |
|
механизмов.................................................................................... |
70 |
4
2.3.5. Аварии с долотами................................................... |
70 |
2.3.6. Аварии с бурильной колонной................................ |
73 |
2.3.7. Аварии с забойными двигателями.......................... |
75 |
2.4. Обработка призабойной зоны пласта............................. |
76 |
2.4.1. Общие положения.................................................... |
76 |
2.4.2. Кислотная обработка ............................................... |
78 |
2.4.3. Гидропескоструйная перфорация........................... |
83 |
2.4.4. Виброобработка........................................................ |
85 |
2.4.5. Термообработка........................................................ |
86 |
2.4.6. Воздействие давлением пороховых газов.............. |
87 |
2.4.7. Гидравлический разрыв пласта............................... |
88 |
2.4.8. Дополнительная, или повторная, перфорация....... |
93 |
2.4.9. Выравнивание профиля приемистости |
|
нагнетательных скважин ............................................................. |
94 |
3. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ |
|
ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ |
|
СКВАЖИН.................................................................................... |
96 |
3.1. Подъемники и агрегаты для реконструкции |
|
и восстановления скважин........................................................... |
96 |
3.2. Талевая система агрегатов для ремонта |
|
и восстановления скважин......................................................... |
107 |
3.3. Инструмент для проведения СПО................................ |
112 |
3.4. Ключи для свинчивания и развинчивания |
|
труб и штанг................................................................................ |
117 |
3.5. Агрегаты и насосные установки для реконструкции |
|
и восстановления скважин......................................................... |
129 |
3.6. Оборудование для гидроразрыва пласта...................... |
141 |
3.7. Цементировочные агрегаты и цементосмесительные |
|
машины, автоцистерны и кислотовозы, используемые |
|
при реконструкции и восстановлении скважин. ..................... |
143 |
3.8. Блок манифольда............................................................ |
152 |
3.9. Трубы, применяемые при реконструкции |
|
и восстановлении скважин........................................................ |
153 |
3.9.1. Насосно-компрессорные трубы............................ |
153 |
|
5 |
3.9.2. Бурильные трубы.................................................... |
159 |
3.10. Забойные гидравлические двигатели |
|
для реконструкции и восстановления скважин....................... |
162 |
3.10.1. Винтовые забойные двигатели............................ |
162 |
3.10.2. Малогабаритные турбобуры............................... |
165 |
3.11. Ловильный, режущий и вспомогательный |
|
инструменты............................................................................... |
166 |
3.11.1. Метчики ................................................................ |
167 |
3.11.2. Ловильные колокола............................................ |
169 |
3.11.3. Труболовки........................................................... |
171 |
3.11.4. Овершот ................................................................ |
177 |
3.11.5. Ловители ............................................................... |
180 |
3.11.6. Ловильные удочки................................................ |
183 |
3.11.7. Металлошламоуловители.................................... |
187 |
3.11.8. Фрезеры................................................................. |
190 |
3.11.9. Пауки..................................................................... |
198 |
3.11.10. Труборезы........................................................... |
199 |
3.12. Инструмент для обследования состояния |
|
аварийного оборудования, находящегося в скважине |
|
и эксплуатационной колонны.................................................... |
200 |
3.13. Документация на реконструкцию и восстановление |
|
скважин........................................................................................ |
202 |
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.......................................................... |
206 |
ПРИЛОЖЕНИЕ. Классификация работ, проводимых |
|
при реконструкции и восстановлении скважин ...................... |
208 |
6
ВВЕДЕНИЕ
Внастоящее время многие скважины нефтяных и газовых месторождений Пермского края и других районов нашей страны находятся в эксплуатации длительное время. В результате воздействия на них различных факторов технического, технологического и геологического характера они подвержены износу,
всвязи с чем требуется проведение работ по их реконструкции и восстановлению. Необходимость проведения таких работ возникает также после выработки отдельных залежей и пластов, проникновения по нефтенасыщенным продуктивным пластам воды, разгерметизации заколонного пространства, работ по воздействию на продуктивный пласт.
Кроме того, эксплуатация скважин, как правило, сопряжена с различными авариями скважинного оборудования. Поэтому важно знать методы и средства ликвидации аварий, а также используемые при этом инструмент, приспособления и оборудование.
Вучебном пособии в соответствии с РД 153-39-023–97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах» [10] дана классификация видов работ при реконструкции и восстановлении скважин, описана последовательность действий при проведении различных видов работ, приведен наиболее распространенный инструмент, используемый при реконструкции и восстановлении скважин.
Данное учебное пособие предназначено для подготовки и переподготовки инженерно-технических работников, осуществляющих реконструкцию и восстановление нефтяных и газовых скважин.
Авторы будут признательны пользователям, высказавшим замечания и предложения по улучшению данного учебного пособия, которые будут учтены в будущем.
Перепечатка документа без согласования с авторами запрещена.
7
1.РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
1.1.Глушение скважин
Всоответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности России, утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013, № 101, перед началом работ на скважине она должна быть остановлена и заглушена, т.е. должны быть исключены условия изливаили выбросаскважиннойжидкостиили газа.
Глушению подлежат все скважины, у которых коэффициент аномальности пластового давления больше или равен 1, а также скважины с коэффициентом аномальности пластового давления меньше1, нов которых возможнофонтанирование.
Под коэффициентом аномальности пластового давления понимают отношение пластового давления пласта, вскрытого перфорацией к гидростатическому давлению, создаваемому вертикальным столбом пресной воды:
Kа Pпл Pпл ,
Pгст gH
где Рпл – пластовое давление перфорированного продуктивного пласта, Па; Ргст – гидростатическое давление, создаваемое вертикальным столбом пресной воды у верхних отверстий интервала перфорации, Па; – плотность пресной воды, = 1000 кг/м3; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; Н – вертикальное расстояние от пьедестального фланца эксплуатационной колонныдо верхних отверстий интервалаперфорации, м.
Расчетплотностижидкостиглушенияпроизводятпоформуле
жг НРпл·g Kб,
где ρжг – плотность жидкости глушения, кг/м3; Рпл – пластовое давление, Па; Н – вертикальное расстояние от верхних отверстий интервала перфорации до пьедестального фланца, м; g – ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с2); Kб – коэффициент запаса (или безопасности).
8
При расчете принимают следующие значения коэффициента безопасности Kб: при Н ≤ 1200 м Kб = 1,10, при этом
((Н·ρжг·g) – Рпл) ≤ 1,5 МПа; при Н > 1200 м Kб = 1,05, при этом ((Н·ρжг·g) – Рпл) ≤ 2,5 МПа.
Отклонение плотности жидкости глушения от расчетной величиныне должно превышать значений, приведенных втабл. 1.
Таблица 1
Значение отклонения плотности жидкости глушения от расчетной величины
Глубина |
Допустимыеотклонения(±) плотностижидкости |
||||
глушения(кг/м3) приеерасчетномзначении |
|||||
залегания кровли |
|
вследующихпределах: |
|
||
пласта, м |
|
|
|||
ρжг < 1300 |
|
1300–1800 |
|
более 1800 |
|
|
|
|
|||
До 1200 |
20 |
|
15 |
|
10 |
До 2600 |
10 |
|
10 |
|
5 |
До 4000 |
5 |
|
5 |
|
5 |
Требования, предъявляемые к жидкости глушения
1.Плотность жидкости глушения (ЖГ) должна обеспечивать создание давления на пласт, превышающего пластовое
впределах допустимых норм.
2.ЖГ должна быть химически инертна к горным породам коллектора, совместима с пластовыми флюидами и не должна кольматировать пласт.
3.Фильтрат ЖГ должен ингибировать глинистые частицы, исключая их набухание.
4.ЖГ не должна образовывать водных барьеров, должна гидрофобизировать коллектор, снижать межфазное натяжение на границе «ЖГ – пластовый флюид».
5.ЖГ не должна образовывать стойких эмульсий.
6.Вязкостные структурно-механические свойства должны поддаваться регулированию.
7.Коррозионная активность ЖГ не должна превышать
0,12 мм/год.
9
8.ЖГ должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой при низких температурах (зимой).
9.ЖГ должна быть технологична в приготовлении и использовании.
10.ЖГ должна быть инертна по отношению к другим жидкостям, используемым при КРС и ТРС.
11.В скважинах, содержащих сероводород, ЖГ должна содержать нейтрализатор сероводорода.
Перед началом глушения на базе заготавливают и завозят на скважину жидкость глушения в объеме, равном удвоенному внутреннему объему эксплуатационной колонны скважины.
Технология глушения скважины
Перед началом глушения собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до устьевой скважинной арматуры. Нагнетательную линию опрессовывают на 1,5-кратное давление от ожидаемого рабочего.
Закачка жидкости глушения в скважину может производиться прямым или обратным способом. При прямом способе жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном – в межтрубное пространство (эксплуатационная колонна – колонна НКТ).
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время Т повторяют глушение.
Расчетное время Т определяют по формуле Т H v ,
где Н – расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v – скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).
10