Реконструкция и восстановление скважин
..pdf
О полном вскрытии «окна» в обсадной колонне судят по показаниям индикатора массы и манометра, установленного на манифольдной линии (при внедрении райбера в горную породу давление резко повышается).
Забуривание второго ствола производят при пониженной осевой нагрузке на глубину, равную длине рабочей трубы. Дальнейшее бурение производят в соответствии с решением, принятым для данного геологического разреза.
Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя приведена на рис. 5.
Рис. 5. Последовательность прорезания «окна» в эксплуатационной колонне при использовании клина-отклонителя: 1 – начало фрезерования колонны; 2 – продолжение фрезерования колонны коническим райбером; 3 – завершение фрезерования бокового окна в колонне; 4 – вид бокового окна после прорезания колонны
1.8.3. Технология бурения бокового ствола
После выхода породоразрушающего инструмента из «окна» эксплуатационной колонны на 25–30 м его извлекают из скважины и производят очистку забоя от металла с помощью
31
металлошламоуловителя или магнитного фреза. Ствол скважины заполняют буровым раствором необходимых параметров.
Дальнейшее углубление скважины производят или отклоняющей, или стабилизирующей компоновкой, в зависимости от заданных параметров траектории скважины.
Для работ по бурению бокового ствола используют винтовые забойные двигатели Д-105, ДГ-105, Д-106, Д-127 и их модификации, маслонаполненные долота диаметром 124 мм – СЗЦАУ R-204; а также долота диаметром 144 мм – СЗЦАУ R-203 или аналогичные импортного производства. Для контроля параметров кривизны используют телеметрическую систему отечественного или импортного производства.
Особенностью бурения бокового ствола является низкая (по сравнению с обычным бурением) механическая скорость (2–5 м/ч) и небольшие проходки на долото (50–80 м), поэтому средняя рейсовая скорость колеблется от 15 до 25 м/сут, что необходимо учитывать при составлении сметных расчетов и графиков бурения. Однако даже при такой низкой рейсовой скорости строительство бокового ствола идет быстро, так как его длина составляет обычно 200–800 м.
Типы буровых растворов применяются такие же, как и в обычном бурении: полимерглинистые, полимерсолевые, а для горизонтальных боковых стволов – биополимерные.
После достижения проектной глубины производят геофизические исследования с целью уточнения местонахождения продуктивного пласта, а затем приступаютк очередному этапу работ.
1.8.4. Технология крепления бокового ствола
Диаметр обсадных труб, используемых для спуска и цементирования хвостовика, зависит от диаметра первоначальной обсадной колонны. В случае если это эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, то лучше всего спускать хвостовик диаметром 114 мм, если же это колонна диаметром 146 мм, то нужно спускать хвостовик диаметром 102 мм с уменьшенной муфтой диаметром 110 мм.
32
Длина хвостовика зависит от длины бокового ствола, однако для обеспечения герметичности межколонного пространства между обсадной колонной и хвостовиком необходимо обеспечить перекрытие хвостовиком эксплуатационной колонны не менее чем на 100 м.
Оснастка хвостовика включает в себя башмак, обратный клапан, центрирующие фонари и разъединяющий узел. Хвостовик может крепиться как с опорой на забой (в этом случае в качестве разъединителя можно использовать обычный праволевый переводник), так и с подвеской в эксплуатационной колонне (в данном случае используют специальные клиновые комплекты). После сборки хвостовика, согласно утвержденной схеме по плану работ, и спуска его в скважину приступают к сборке и спуску установочного инструмента. Необходимо надеть элеватор на толстостенную переходную трубу установочного инструмента, затащить инструмент на установку. Затем пропустить через установочный инструмент шаблон диаметром 50 мм и длиной 200 мм, поднять установочный инструмент над ротором и установить на полированный шток через переходную муфту очистительную (большую) пробку от комплекта ТГС хвостовика. Удалить пакеры предохранительные и бандажные ленты с плашек клиновой подвески и резиновых элементов.
Запрещается посадка клиньев на адаптер, воронку адаптера и клиновую подвеску. Произвести наворот установочного инструмента на хвостовик с соблюдением мер предосторожности, пропустить установочный инструмент через превентор и приступить к спуску собранного оборудования в скважину на бурильных трубах. При спуске хвостовика заполнять бурильные трубы раствором через 3–5 свечей. Запрещается вращать бурильные трубы вправо или влево. При достижении башмаком хвостовика «окна» в обсадной колонне необходимо произвести промежуточную промывку (Р = 4,0…5,0 МПа), а после спуска хвостовика на забой скважины – круговую промывку. Хвостовик может быть подвешен на клиновой подвеске в об-
33
садную колонну. В данном случае для подвешивания хвостовика необходимо провернуть бурильный инструмент влево на 1/4 оборота и разгрузить колонну на вес хвостовика, после чего натяжкой инструмента и его разгрузкой на вес хвостовика проверить фиксацию хвостовика на клиновой подвеске.
Для отворота установочного инструмента от хвостовика повернуть бурильный инструмент вправо на 6–8 оборотов, проверить закрутку (пружину) инструмента и продолжать поворачивать бурильный инструмент вправо до полного отворота. Затем приподнять бурильную колонну на 0,9–1,5 м, произвести затворение и закачку расчетного количества цементного раствора. После этого отвернуть квадрат и установить в бурильные трубы малую продавочную пробку. После промывки манифольдной линии навернуть квадрат на бурильный инструмент и произвести продавку расчетным количеством раствора. При продавке проконтролировать момент срезки очистительной пробки малой продавочной пробкой (Рра6 = 60…70 атм,
Рсрез = 100…110 атм).
Продавку продолжать до получения сигнала «стоп», после чего проверить работу обратного клапана. Повторно создать в бурильном инструменте давление 60 атм, осторожно приподнимая бурильный инструмент до падения давления до 5–10 атм (что является сигналом выхода полированного штока из сальникового узла), произвести срезку цементного раствора выше «головы» хвостовика, поднять бурильный инструмент полностью.
Необходимо отметить, что это один из самых сложных установочных комплектов, применяемых в России. Для работы с ним необходимо иметь определенные навыки и большой опыт, но зато он позволяет решить все проблемы, возникающие при креплении хвостовиков: спуск на бурильном инструменте подвески хвостовика, отсутствие излишнего цементного стакана, легкость разъединения, герметизация верхним пакером межколонного пространства, что особо важно при наличии в залежи газовых пластов.
34
После крепления бокового ствола, его опрессовки и геофизических работ по определению качества крепи переходят к последнему этапу.
1.9.Прочие виды работ по реконструкции скважин
1.9.1.Консервация и расконсервация скважин
Консервация скважин – это вывод скважины из эксплуатации, как правило, на ограниченное время. Предсезонное прекращение работ консервацией не считается.
Консервация скважин может проводиться в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации.
Все категории скважин (параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные), строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов, подлежат консервации в соответствии с порядком, установленным «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и ство-
лов» РД 08-492–02.
1.9.1.1. Консервация скважин в процессе строительства
Консервация скважин в процессе строительства производится в следующих случаях:
при сезонном характере работ – на срок до продолжения строительства;
разрушение подъездных путей в результате стихийных бедствий – на срок, необходимый для их восстановления;
35
несоответствие фактических геолого-технических условий проектным – на срок до уточнения проектных показателей и составления новоготехнического проекта строительства скважин;
при строительстве скважин кустовым способом – в соответствии с действующими правилами строительства на кустах нефтяных и газовых скважин.
1.9.1.2.Консервация скважин с открытым стволом
Для консервации скважинс открытымстволомнеобходимо:
спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважины;
поднять бурильные трубы до башмака последней обсадной колонны, верхнюю часть колонны заполнить незамерзающей жидкостью;
загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;
провести консервацию бурового оборудования в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, действующей в области промышленной безопасности;
на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца.
1.9.1.3. Консервация скважин со спущенной (неперфорированной) колонной
Для консервации скважины со спущенной (неперфорированной) колонной необходимо:
спустить в скважину бурильный инструмент или колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до глубины искусственного забоя;
36
обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с проектом на строительство скважины, добавить ингибитор коррозии и выровнять параметры бурового раствора, выполнив круговую циркуляцию;
приподнять колонну труб на 50 м от забоя, обратной промывкой верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.
1.9.1.4. Консервация скважин, законченных строительством
Консервации подлежат все категории скважин, законченных строительством, на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации добычи нефти, газа, эксплуатации подземных хранилищ, месторождений теплоэнергетических, промышленных минеральных и лечебных вод, закачки воды в соответствии с проектной документацией, строительства системы сбора и подготовки нефти, газа, воды.
Порядок работ по консервации скважины:
1.Спустить НКТ с «воронкой». Закачать в скважину жидкость с параметрами, установленными проектной документацией, и обработанную ингибиторами коррозии. В интервал перфорации закачать специальную жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. Устьевое оборудование защитить от коррозии.
2.При коэффициенте аномалии пластового давления Kа = 1,1
ивыше в компоновку насосно-компрессорных труб включить пакер иклапан-отсекатель.
3.С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры и установить на арматуре заглушки.
4.Оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках). На ограждении укрепить табличку с указанием
37
номера скважины, месторождения, предприятия – пользователя недр, срока консервации. Провести планировку прискважинной площадки.
5. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации устанавливается планом работ на консервацию скважины, разработанным и согласованным в установленном порядке, в зависимости от длительности консервации и других факторов.
1.9.1.5. Консервация скважины в процессе эксплуатации
В процессе эксплуатации подлежат консервации:
1.Эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления
вних достигла давления насыщения или начала конденсации, – на срок до восстановления пластового давления, позволяющего вести их дальнейшую эксплуатацию, что устанавливается проектом разработки месторождения (залежи).
2.Добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям – на срок до выравнивания газонефтяного контакта.
3.Добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), и нагнетательные скважины при снижении приемистости – на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта, а также изоляции или разукрупнения объекта эксплуатации под закачку газа (воды) в соответствии с проектом разработки или проведения работ по увеличению приемистости.
4.Эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод – на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации.
5.Скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на
38
нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научноисследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения.
6.Эксплуатационные скважины, подлежащие ликвидации по категории I-б, если они в перспективе могут быть рационально использованы в системе разработки месторождения или иных целях.
7.Эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора
иконтроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п.
Порядок проведения работ по консервации скважин
До ввода скважин в консервацию необходимо:
1)поднять из скважины оборудование. При консервации сроком более одного года по скважинам, оборудованным штанговыми гидравлическими насосами, поднимается подземное оборудование;
2)спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;
3)проверить герметичность колонны и отсутствие заколонной циркуляции;
4)ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью;
5)при консервации нагнетательных скважин срок повторных проверок герметичности эксплуатационных колонн не должен превышать одного года, а эксплуатационных скважин, отработавших амортизационный срок, – не более пяти лет.
В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
39
При наличии в продукции скважины агрессивных компонентов должна быть предусмотрена защита колонн и устьевого оборудования от их воздействия.
Продление сроков консервации законченных строительством и эксплуатационных скважин осуществляется в порядке, установленном предприятием – пользователем недр (владельцем) и согласованном сорганом Ростехнадзора.
Продление сроков консервации скважин в процессе строительства производится пользователем недр по согласованию с органами Ростехнадзора.
Прекращение (в том числе досрочное) консервации скважин в процессе строительства или эксплуатации осуществляется на основании плана работ по расконсервации скважины, согласованного предприятием – пользователем недр или владельцем с территориальным органом Ростехнадзора.
Акт на расконсервацию скважины представляется в органы Ростехнадзора.
На месторождениях с высоким содержанием сероводорода при консервации скважины ее ствол заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространства скважины должны быть заполнены раствором, обработанным нейтрализатором.
Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы.
Устье законсервированной скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка, на которой обозначается номер скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения, а также надпись: «Опасно, сероводород!».
40