Реконструкция и восстановление скважин
..pdfотсутствие проходки. Выбор метода зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Установлено, что долото диаметром 295 или 269 мм может разрушаться при двух-трех спусках башмачного или забойного фрезера. Последующими спусками паука гидромеханического или магнитного фрезера извлекают куски металла с забоя. Долото, оставленное посредине ствола скважины, сначала доводят до забоя, потом определяют печатью его положение. Если долото стоит присоединительной резьбой вверх, то его извлекают так же, как и в предыдущем случае. Во всех других случаях его разрушают фрезером или торпедой.
Категорически запрещается извлекать бескорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется по сварному шву.
Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком, гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоуловителем, устанавливаемым над ним.
При отсутствии паука гидромеханического или магнитного фрезера соответствующей грузоподъемности шарошки долота или лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезером.
Взависимости от твердости пород на забое поверхность торцевой части фрезера должна быть выпуклой, плоской и вогнутой. Для повышения эффективности очистки забоя над забойным фрезером надо устанавливать металлоуловитель.
Взависимости от типа долота различают следующие виды аварий:
1. Аварии с шарошечными долотами – отвинчивание долот и их поломка.
Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при использовании пере-
71
водников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовляются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами).
Причины поломок долот: передвижка на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующими их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.
В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.
Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Это связано с неравномерным и сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а также с конструкцией, технологией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промывочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, недоброкачественная сборка долот, различие механических свойств металла опор и шарошек, а также отдельные несовершенства конструкции долот приводят к неравномерной работе опор и вооружения долот и к большому различию их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества отработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении.
72
2. Аварии с алмазными долотами – заклинивание долот при спуско-подъемных операциях и бурении, отвинчивание долот.
Причинами заклинивания алмазных долот являются: резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания); недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами; бурение скважины при несоответствии размеров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя (если такой применяется при бурении); заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).
Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрующей поверхности секторов. Часто новые алмазные долота заклиниваются при спусках в скважину после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазным долотом без подъема из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники.
Алмазные долота отвинчиваются, как и другие долота. При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать
алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долота. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести внегодностьвсе долото.
2.3.6. Аварии с бурильной колонной
Многочисленными теоретическими исследованиями и практикой доказано, что аварии вследствие поломки элементов бурильной колонны вызваны в основном усталостью металла.
73
Явления усталости возникают главным образом под действием следующих основных переменных нагрузок: изгиба, колебаний бурильной колонны в продольном и поперечном направлении.
Усталость металла ускоряют следующие факторы:
дефекты материала труб – расслоение и структурная неоднородность металла, незаметные (на глаз) инородные включения в металле и конструктивные дефекты, т.е. резкие переходы в сечении, острые надрезы, царапины и т.д.;
малые радиусы закругления восьминиточных резьб (трубных);
применение безупорного соединения трубы с замком или соединительной муфтой;
неблагоприятные геологические и технологические условия буренияи нарушениязапроектированныхрежимов бурения.
Ктаким неблагоприятным условиям относятся:
переслаивание пород, различные физико-механические свойства, структура и текстура, крутые углы падения пластов;
работа колонн в средах с агрессивными химическими добавками (соли, кислоты, щелочи), способствующими возникновению коррозии;
работа бурильной колонны в скважинах, имеющих по стволу большие каверны, особенно при роторном бурении;
несоответствие размерадолотадиаметру бурильных труб;
несоответствие типа долота характеристике разбуриваемых пород;
возникновение резонанса при совпадении частоты колебаний колонны от пульсации давления на выкидной линии насоса с частотой собственных колебаний колонн;
эксплуатация бурильной колонны в состоянии чрезмерного сжатия, т.е. при бурении без УБТ или с УБТ незначительной длины, тогда как вес УБТ должен превышать нагрузку на долото на 25 %;
74
установка над УБТ труб группы прочности Е, К, а также
ЛБТ;
применение труб несоответствующего класса для бурения на данной глубине;
вмятины на трубах от инородных тел (шарошек, долот, крепких пород и т.д.);
эксцентричность вышки, ротора по отношению к сква-
жине.
Перечисленные факторы способствуют возникновению аварий, вызванных:
в ведущих трубах – поломкой по телу и срывом трубной резьбы;
в бурильных трубах – поломками по телу на участках с номинальной толщиной стенки, в концевых утолщениях, в зоне сварного шва и трубной резьбы, а также срывом резьбы, соединяющей трубу с бурильным замком;
в бурильных замках – поломками по телу на участках, заключенных между резьбовыми концами и в зоне замковой резьбы ниппеля или муфты, а также срывом по замковой резьбе;
в УБТ и переводниках – поломками по телу в зоне замковой резьбы и срывом по замковой резьбе;
в соединительных муфтах – поломкой по телу.
Кроме этого, встречаются аварии, вызванные развинчиванием резьб в замковых соединениях бурильных замков, УБТ, переводников и ведущих труб.
2.3.7. Аварии с забойными двигателями
За последние годы буровые предприятия получили возможность работать мощными секционными турбобурами со шпинделями, а также забойными винтовыми двигателями. Наиболее распространенными стали турбобуры типа ЗТСШ различного диаметра, турбобуры серии А с наклонной линией давления, винтовые двигатели типа Д1 и Д2. Однако и с ними
75
происходят следующие аварии: отвинчивание шпинделя в результате развинчивания верхнего переводника турбобуров ЗТСШ и серии А; слом корпуса турбобура по верхнему переводнику в зоне резьбы и выше нее до 1,2 м у всех типов турбобуров; отвинчивание шпинделя средней секции турбобура ЗТСШ; слом вала шпинделя; срыв резьбы верхнего переводника турбобура; слом вала турбобура; раскрепление шпинделя по замковой резьбе.
Бурение другими типами турбобуров также не исключает безаварийную работу.
2.4. Обработка призабойной зоны пласта
2.4.1. Общие положения
Обработку призабойной зоны (ОПЗ) проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физикохимических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.
Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом техни- ко-экономической оценки их эффективности.
76
Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:
в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;
в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.
Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе: обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.
В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.
После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.
Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и гео- лого-технических условий проводят следующие технологические операции:
кислотные ванны;
промывку пеной или раствором ПАВ;
гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);
циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;
77
многоцикловую очистку с применением пенных систем;
воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;
ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);
воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).
2.4.2. Кислотная обработка
Различают следующие виды кислотных обработок:
1)кислотные ванны;
2)простые кислотные обработки;
3)кислотные обработки под давлением;
4)обработки нефтекислотной эмульсией;
5)пенокислотные обработки;
6)поинтервальные кислотные обработки;
7)термокислотные обработки.
Кислотные ванны проводят преимущественно в скважинах с открытым забоем для очистки поверхности продуктивного пласта от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Время выдержки может достигать 16–24 ч.
Простые кислотные обработки осуществляют задавкой раствора HCl в ПЗП. Исходная концентрация раствора ≈12 %.
При наличии отложений в НКТ и на забое парафина и смол их удаляют промывкой керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами нефтехимии.
Объем кислотного раствора зависит от порядкового номера обработки и толщины продуктивного пласта. После КР закачивают продавочную жидкость в объеме НКТ. В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть, а для нагнетательных – воду с ПАВ (ОП-10).
78
Продолжительность реакции зависит от ряда факторов и изменяется от 1 до 8 и более часов. Чем выше температура, тем меньше время реакции.
Кислотная обработка под давлением проводится с целью увеличения глубины проникновения кислоты в пласт и охвата малопроницаемых пропластков. Работы выполняют чаще всего с пакером.
Обработка нефтекислотной эмульсией проводится для увеличения глубины проникновения активной кислоты в пласт.
Пенокислотные обработки проводятся в скважинах с аномально низким пластовым давлением.
Поинтервальные кислотные обработки проводятся в скважинах с неоднородным строением продуктивных пластов. Используют специальные сдвоенные пакеры.
Термокислотные обработки – это обработка нагретым раствором соляной кислоты. Нагрев происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или его сплавами, расположенными в специальном наконечнике. Реакция выглядит следующим образом:
Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2O + H2 + 461,38 кДж.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,61 л 15%-ного раствора солянойкислоты.
Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10–16%-ным водным раствором соляной кислоты. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 мас. %) или сульфаминовой (10 мас. %) кислотой.
79
При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3–5 мас. %) или лимонную (2–3 мас. %) кислоту дляпредупрежденияосадкообразованияврастворе.
В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсныесистемытипаэмульсий изагущенных растворов:
для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);
для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 мас. %) вводят КМЦ или сульфитспиртовую барду (0,5–3,0 мас. %).
Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от +100 до +170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 % до 1%-ной концентрации.
Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают по табл. 3.
Таблица 3
Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта и количества обработок
|
Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) |
|
|||
|
|
||||
Количество |
на 1 м вскрытой толщины пласта |
|
|
||
|
Тип коллектора |
|
|
||
обработок |
|
|
|
||
Поровый |
|
Трещинный |
|
||
|
|
|
|||
|
Малопроницаемый |
Высокопроницаемый |
|
|
|
Одна |
0,4–0,6 |
0,6–1,0 |
|
0,6–0,8 |
|
Две и более |
0,6–1,6 |
1,0–1,5 |
|
1,0–1,5 |
|
80