Реконструкция и восстановление скважин
..pdf2)выкопировки из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя, а для эксплуатационных скважин – карты текущего состояния разработки месторождения;
3)сведений о том, когда и кем составлен проект строительства этой скважины, кто его утверждал, о фактической и остаточной стоимости скважины;
4)диаграмм стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым продуктивным пластам, а также заключение по проверке качества цементирования (АКЦ и др.);
5)результатов опрессовки колонн и цементных мостов на основании актов за подписью исполнителей;
6)результатов проверки технического состояния обсадных колонн на основании актов за подписью исполнителей;
7)заключения научно-исследовательской организации, осуществляющей разработку проектной документации. По скважинам, ликвидируемым по категориям I-б, I-в, IV-б, IV-д, составляется план изоляционно-ликвидационных работ, включающий проектные решения по промышленной безопасности, охране недр и окружающей природной среды.
План изоляционно-ликвидационных работ согласуется с территориальными органами Ростехнадзора. Для месторождений с высоким содержанием в продукции агрессивных и токсичных компонентов план дополнительно согласовывается с природоохранными органами. По скважинам, пробуренным в акваториях морей, план изоляционно-ликвидационных работ должен быть дополнительно согласован с гидрографической службой флота и природоохранными органами. Согласованный
ввышеприведенном порядке план изоляционно-ликвида- ционных работ является основанием для проведения работ по ликвидации объекта.
Проект акта на ликвидацию скважины совместно с актами выполненных работ за подписью их исполнителей, заверенные
51
пользователем недр, а также акты (в зимний период – графики и обязательства) на проведенные работы по рекультивации земли
иакты расследования аварий с копиями приказов по результатам расследования причин аварий с мероприятиями по их устранению и предупреждению для скважин, ликвидированных по техническим причинам (кроме категории III-в), представляются в органы Ростехнадзора.
Все материалы по ликвидированной скважине, включая утвержденный акт на ликвидацию, должны быть сброшюрованы, заверены печатью и подписями. Материалы хранятся у пользователя недр. Итоговые данные по ликвидации скважин направляются в Госгортехнадзор России с годовыми отчетами управлениями округов по установленной форме.
Учет актов о ликвидации скважин осуществляют территориальные органы Ростехнадзора. Номер и дата акта о ликвидации объекта проставляются территориальным органом Ростехнадзора после его подписания. До 1 апреля года, следующего за отчетным, пользователь недр обязан представить территориальному органу Ростехнадзора отчет по утвержденной форме.
Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин и необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований охраны недр осуществляет пользователь недр.
Восстановление ранее ликвидированных скважин производится по проектам и планам, согласованным с территориальным органом Росгортехнадзора.
Повторная ликвидация восстановленных скважин (части ствола) и оформление материалов на ликвидацию производится согласно настоящей Инструкции в соответствии с задачами
иинтервалами, указанными в проекте или обосновании на восстановительные работы.
52
2.ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН
2.1.Ремонтно-изоляционные работы
Ремонтно-изоляционные работы (РИР) – работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов.
Основное требование к технологии РИР – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал с сохранением его изолирующих свойств.
При разработке нефтяных месторождений чуждая вода может поступать в скважину в период ее освоения, по окончании бурения, после продолжительной эксплуатации.
По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяют на верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.
Верхняя и нижняя воды залегают в пластах соответственно выше и ниже продуктивного пласта.
Контурная 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 отдельных пропластках, отделяемых от нефти небольшими по толщине глинистыми перемычками.
Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного пласта.
Тектоническая вода – вода, проникшая в продуктивные горизонты по тектоническим нарушениям.
Смешанная вода – вода нескольких горизонтов, эксплуатируемых одной скважиной общим фильтром.
53
Для разработки и осуществления наиболее рациональных и эффективных мероприятий по изоляции эксплуатационного объекта от чуждых вод необходимо знать: причины поступления чуждых вод в скважины; горизонт, которому принадлежит вода; глубину его залегания, пути движения воды.
Причины поступления чуждых вод в скважину: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачественности металла труб (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны под воздействием минерализованных пластовых вод; нарушение колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.
Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции ее от проникновения верхних, нижних и подошвенных вод и называются изоляционными.
2.1.1. Подготовка к ремонтно-изоляционным работам
Перед началом производства ремонтных работ крепи скважин наземные сооружения, буровое и вспомогательное оборудование, инструменты и контрольно-измерительные приборы, исходя из предстоящих работ на скважине, должны быть проверены и приведены в соответствие действующим требованиям, обеспечивающим безопасное проведение работ.
Подготовка насосно-компрессорных (НКТ) и бурильных труб осуществляется в соответствии с действующими РД. На трубных базах производят гидравлические испытания, калибровку резьб, шаблонирование, маркировку и сортировку труб. Транспортирование труб на скважину должно произво-
54
диться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб размещают деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были направлены в сторону устья скважины. Не допускается сбрасывать трубы, ударять их друг о друга, перетаскивать волоком.
Непосредственно на буровых проводят наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладку труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.
На каждые 1000 м, необходимых для работы труб, требуется подготовить дополнительно 50 м резервных труб.
Подготовленные трубы укладывают штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, между рядами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны располагаться в одной вертикальной плоскости.
Составление колонны НКТ для различных операций при РИР осуществляется согласно РД 39-1-306–79 и имеет свои специфические особенности. Для тампонажных и вспомогательных работ обычно применяются НКТ размером 60, 73, 89, 114 мм. Для цементирования используют новые или незначительно изношенные трубы. При тампонажных и вспомогательных работах в глубоких скважинах, исходя из условий прочности на разрыв, следует применять комбинированные колонны труб.
2.1.2. Восстановление герметичности цементного кольца
Восстановление герметичности цементного кольца производят в следующей последовательности:
1)производят глушение скважины;
2)оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб;
55
3)поднимают НКТ и другое скважинное оборудование;
4)проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований по выявлению состояния цементного кольца;
5)определяют приемистость флюидопроводящих каналов
взаколонном пространстве и направление движения потока, а также степень отдачи пластом поглощенной жидкости;
6)анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:
– величину кривизны и кавернозности ствола скважина;
– глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;
– температуру и пластовое давление;
– тип горных пород;
– давление гидроразрыва;
– дебит скважины;
– содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;
– химический состав изолируемого флюида;
7)проверяют приемистость дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости;
8)производят оценку объема отдаваемойпластом жидкости;
9)за 3–5 сут до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления и определяют механические характеристики и время начала загустевания тампонажного состава;
10)производят расчет продолжительности технологического процесса. Время продолжительности технологического процесса не должно превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного состава, в противном случае делают корретировку рецептуры тампонажного состава;
При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом, проводят дополнительные подготовительные операции:
56
Создают спецотверстия в средней плоскости между водоносным горизонтом и фильтром против плотных пород (3–5 отверстий).
Перекрывают интервал перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной пробкой или взрыв-пакером типа ВП, устанавленным на 2–3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.
Если тампонирование проводят через эксплуатационный фильтр, то его перекрывают песчаной пробкой из расчета, что
1м верхней части фильтра остается не перекрытым.
Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрывпакера) и определяют приемистость изолируемого объекта.
Спускаютиустанавливают башмак заливочной колонны.
Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.
Приготавливают, закачивают и продавливают тампо-
нажный раствор в заданный интервал:
– при приемистости скважины до 2 м3/(ч·МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными до-
бавками;
– при приемистости более 2 м3/(ч·МПа) предварительно снижают интенсивность поглощения с применением различных наполнителей.
По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну и мост на герметичность.
При положительных результатах работ разбуривают цементный мост и вымывают из скважины песчаную пробку.
Производят оценку качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.
При исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или специальные перфорационные отверстия.
57
Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавливают на 1,0–1,5 м ниже фильтра.
Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1,0–1,5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании пакера его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.
После окончания закачки тампонажной смеси ее излишний объем удаляют из НКТ обратной промывкой, поднимают НКТ на 50–100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.
2.1.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной
Перед наращиванием цементного кольца за обсадной колонной изучают первичную документацию и устанавливают:
параметры бурового и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;
наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины;
места установки центраторов;
наличие аварий с бурильным инструментом. Останавливают скважину и определяют динамику восста-
новления давления в межколонном пространстве. Производят глушение скважины.
Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100–200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной.
Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность и герметичность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.
58
При наличии в заколонном пространстве зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности и выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.
При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия (4–5 отв.), промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора. На устье скважины монтируют цементировочную головку, устанавливают продавочную пробку и закачивают расчетный объем тампонажного раствора непосредственно в эксплуатационную колонну. Делают продавку цементного раствора таким образом, чтобы продавочная пробка к концу продавки была на 10–15 м выше специальных отверстий. Закрывают кран на цементировочной головке и скважину оставляют на ОЗЦ. По окончании ОЗЦ демонтируют цементировочную головку, спускают колонну НКТ с перомшаблоном, отбивают голову цементного моста, делают промывку и НКТ извлекают из скважины. Геофизическими исследованиями определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.
Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным кольцом находится интенсивно поглощающий пласт. Промывку и закачку тампонажного раствора с закупоривающими наполнителями в заколонное пространство производят используя трубы малого диаметра (20–30 мм) с применением колтюбинговой установки.
Комбинированное тампонирование применяют в случаях, когда перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон
59
поглощений. Первую порцию тампонажного раствора закачивают описанным ранее прямым способом через специальные отверстия, авторую– в затрубное пространство обратным способом.
В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, то дальнейшие работы по ликвидации их негерметичности выполняют с применением стальных гофрированных пластырей.
2.1.4. Исправление негерметичности цементного кольца
1.Производят глушение скважины.
2.Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.
3.Поднимают НКТ и скважинное оборудование.
4.Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.
5.Определяют приемистость флюидопроводящих каналов
в заколонном пространстве и направление движения потока,
атакже степень отдачи пластомпоглощенной жидкости.
6.Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:
величину кривизны и кавернозности ствола скважина;
глубину расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колонны;
температуру и пластовое давление;
тип горных пород;
давление гидроразрыва;
дебит скважины;
содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;
химический состав изолируемого флюида.
60