Реконструкция и восстановление скважин
..pdf
Перед началом закачки жидкости глушения необходимо открыть задвижки на фонтанной арматуре для закачиваемой и выдавливаемой из скважины жидкости.
Расход жидкости глушения должен выбираться с таким расчетом, чтобы он был больше, чем производительность скважины. Противодавление на пласт регулируют подачей насоса и дросселированием выдавливаемой из скважины жидкости на выходной задвижке.
При закачке необходимо следить за показаниями манометров и отсутствием утечек в нагнетательных линиях. Ликвидация утечек производится после остановки насосного агрегата и сброса давления.
Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом приведена на рис. 1.
Рис. 1. Схема обвязки скважины при закачке жидкости глушения обратным способом: 1 – колонна НКТ; 2 – эксплуатационная колонна; 3, 5, 7, 8, 9, 11, 12 – задвижки; 4 – трубная головка; 6 – фонтанная арматура; 10 – емкость для сбора скважинной жидкости; 13 – насосный агрегат; 14 – нефтепромысловый коллектор; 15 – емкость для жидкости
глушения; а – жидкость глушения; б – скважинная жидкость
11
ЗАПРЕЩЕНО персоналу находиться в зонах расположения нагнетательных линий. Если закачка жидкости глушения производится в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время, указанное в плане.
Признаком окончания глушения скважины является равенство плотности закачиваемой и выходящей из скважины жидкости, отсутствие излива жидкости или газа из скважины после ее простоя спустя 2 ч и более.
Объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.
Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
Контроль давления производится манометром, который устанавливается на устьевой арматуре и насосном агрегате. На манометрах должна быть нанесена (красной краской) контрольная метка, показывающая максимально допустимое рабочее давление. Верхний предел измерения манометров выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления располагались в пределах не менее 1
3 части его шкалы.
Максимальное давление при закачке жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны с учетом ее износа.
1.2. Отключение пластов или их отдельных интервалов
Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без пакера через общий фильтр или с установкой пакера через фильтр отключаемого пласта. Работы проводят после глушение скважины в следующей последовательности:
спускают НКТ с «пером» до искусственного забоя и выполняют промывку скважины;
12
при использовании пакера предварительно производят шаблонирование эксплуатационной колонны до глубины установки +10 м;
при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5–2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком или вязкоупругим составом, устанавливают цементныймост иливзрыв-пакер);
проводят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером (установив клапан-заглушку в хвостовике);
производят привязку места посадки пакера1 локатором муфт нагладкойбезмуфтовойчастиэксплуатационнойколонны;
проверяют герметичность посадки пакера (при открытой задвижке на затрубье);
определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/(ч·МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, раствором соляной кислоты);
выбираюттип иопределяютобъем тампонажного состава;
за 3–5 сут до проведения работ выполняют лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления и определяют механические характеристики и время начала загустевания тампонажного состава;
производят расчет продолжительности технологического процесса. Время продолжительности технологического процесса не должно превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного состава, в противном случае делают корректировку рецептуры тампонажного состава;
1 При испытании с применением пакера необходимо произвести шаблонирование колонны и очистку ствола от отложений.
13
приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Объем тампонажной смеси рассчитывается исходя из диаметра проникновения тампонажной смеси в пласт. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят подъем скважинного оборудования, спускают колонну НКТ с пером, проверяют наличие моста и проводят гидроиспытание моста и эксплуатационной колонны;
при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;
при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 5 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал префорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.
При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них, закачку составов производят через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов; при необходимости используют пакер. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.
Для исключения перемешивания тампонажного состава со скважинной жидкостью работы рекомендуется проводить с использованием разделительных пробок (рис. 2).
Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.
14
Рис. 2. Схема изоляционных работ при использовании пакера и разделительных пробок: 1 – пробка проточная; 2 – хвостовик; 3 – пакер; 4 – реперный патрубок; 5 – колонна НКТ; 6, 10, 13, 14 – задвижки; 7 – крестовина трубной головки; 8 – пробки разделительные; 9 – цементировочная головка; 11 – емкость с продавочной жидкостью; 12 – цементировочный агрегат; 15 – емкость с жидкостью глушения; 16 – эксплуатационная колонна; l – расстояние от нижнего конца хвостовика до верхнего
перфорационногоотверстия
1.3.Перевод скважин на другие горизонты
иприобщение пластов
Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осуществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. Перед переходом на другие горизонты и приобщение пластов проводят геофизические исследования для оценки нефтеводонасыщенности продуктивных горизонтов и оценки состояния цементного кольца между ними и соседними водоносными пла-
15
стами. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.
1.3.1. Переход на верхний горизонт
Для перехода на верхний горизонт, находящийся на значительном удалении от нижнего (50–100 м и более), устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера или цементный раствор с заполнителями.
Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы тампонирования под давлением, установки цементного моста, засыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.
Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа. Метод установки цементного моста применяют при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине (при отсутствии поглощения). При отключении нижнего горизонта методом тампонирования под давлением используют легкофильтрующиеся в трещины в цементном кольце и поры пласта тампонажные материалы при приемистости пласта до 2 м3/(ч·МПа) и цементный раствор и его модификации – приприемистости более 2 м3/(ч·МПа).
Метод засыпки песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10–20 м ниже отключаемого горизонта).
16
Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.
1.3.2. Переход на нижний горизонт
Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, находящийся в непосредственной близости от верхнего, проводят по технологии отключения верхних пластов.
Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пластырей и сочетание этих методов.
Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и наличии признаков разрушения или отсутствия цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.
Метод установки металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.
Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.
При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.
1.4. Перевод скважин на использование по другому назначению
Перевод скважин из одной категории в другую обусловливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.
Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотренных технологическими схемами и проектами разработки место-
17
рождений. Перевод скважин для использования по другому назначению производят по плану, составленному на основании «Заказа на производство капитального ремонта скважин» цехом КРС и утвержденному нефтегазодобывающим предприятием.
В план работ по переводу скважин для использования по другому назначению включают следующие оценочные работы:
–определениегерметичностиэксплуатационнойколонны;
–определение высоты подъема и качества цемента за колонной;
–определение наличия заколонных перетоков;
–оценка опасности коррозионного разрушения внутренней и наружной поверхностей обсадных труб;
–снятие кривой восстановления давления и оценка коэффициента продуктивности скважины, а также характера распределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с помощью расходометрии;
–оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими методами.
1.5.Освоение скважины под отбор пластовой жидкости
Освоение скважины осуществляют в следующем порядке: В зависимости от результатов исследований проводят обработку ПЗП. Осуществляют дренирование пласта самоизливом или другим способом (с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН). Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта. Проводят исследование скважины с целью оценки коэффициента продук-
тивности и характера притока жидкости.
При освоении скважины под отбор нефти из другого горизонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велась закачка воды. Проводят перфорацию в интервале продуктивного пласта. Производят выбор и спуск скважинного оборудования и выводят скважину на устойчивый режим отбора нефти.
18
На устье специальных скважин (контрольных, наблюдательных, пьезометрических) устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважины и возможность спуска
внее исследовательских приборов и аппаратуры.
1.6.Устранение негерметичности эксплуатационной
колонны
1.6.1. Устранение негерметичности тампонированием
Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования):
останавливают и глушат скважину;
проводят исследования скважины;
проводят обследование обсадной колонны;
выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала;
ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением;
в случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.
1.6.2. Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн
Вкачестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.
Использование цементных растворов для работ, указанных выше, запрещается.
Вслучае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспыта-
19
нии, башмак НКТ устанавливают на 5–10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы.
При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.
Вслучае если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200–300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.
Вслучае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.
Вфонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.
1.6.3. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:
замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;
зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20–30 м ниже дефекта.
При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянииот20 до 30 мразделительный мост высотой неменее5 м.
При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
20