РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН
Утверждено
Редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия
Издательство
Пермского национального исследовательского политехнического университета
2015
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. по- собие / 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 реконструк- цией и восстановлением скважин. Представлен полный комплекс работ, сопряженный с операциями по реконструкции и восстановлению скважин. Рассмотрено оборудование, применяемое в этих операциях.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по направлению 131000.62 «Нефтегазовое дело».
 |
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.............................................................................. 7
1. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН.......................................... 8
Глушение скважин 8
Отключение пластов или их отдельных интервалов.................................................................. 12
Перевод скважин на другие горизонты
и приобщение пластов.......................................................... 15
Переход на верхний горизонт............................ 16
Переход на нижний горизонт............................. 17
Перевод скважин на использование по другому назначению 17
Освоение скважины под отбор пластовой
жидкости................................................................................ 18
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны 19
Устранение негерметичности
тампонированием.................................................................. 19
Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн 19
Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн 20
Перекрытие дефекта обсадной колонны
трубами меньшего диаметра................................................ 21
Исправление смятых участков
эксплуатационных колонн.................................................... 22
Установка стальных пластырей......................... 22
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или реконструкции скважин............... 25
Подготовительные работы к устранению
аварий.................................................................................... 25
Извлечение из скважины труб............................ 26
Извлечение из скважины отдельных
предметов.............................................................................. 27
Реконструкция скважин, связанная с бурением
боковых стволов.................................................................... 27
Подготовительные работы................................. 29
Технология прорезания «окна» в обсадной колонне 30
Технология бурения бокового ствола............... 31
Технология крепления бокового ствола............ 32
Прочие виды работ по реконструкции скважин....... 35
Консервация и расконсервация скважин........... 35
Ликвидация скважин........................................... 41
2. ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН.................................... 53
Ремонтно-изоляционные работы............................... 53
Подготовка к ремонтно-изоляционным
работам.................................................................................. 54
Восстановление герметичности цементного
кольца.................................................................................... 55
Наращивание цементного кольца за обсадной колонной 58
Исправление негерметичности цементного
кольца.................................................................................... 60
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин 63
Подготовительные работы................................. 63
Извлечение из скважины труб........................... 64
Извлечение из скважины отдельных
предметов.............................................................................. 64
Устранение аварий, допущенных в процессе
бурения.................................................................................. 65
Классификация аварий....................................... 66
Причины возникновения аварий........................ 67
Способы ликвидации аварий в процессе
бурения.................................................................................. 68
Ликвидация прихвата с помощью ударных механизмов 70
Аварии с долотами............................................. 70
Аварии с бурильной колонной........................... 73
Аварии с забойными двигателями..................... 75
Обработка призабойной зоны пласта........................ 76
Общие положения............................................... 76
Кислотная обработка.......................................... 78
Гидропескоструйная перфорация...................... 83
Виброобработка.................................................. 85
Термообработка.................................................. 86
Воздействие давлением пороховых газов......... 87
Гидравлический разрыв пласта.......................... 88
Дополнительная, или повторная, перфорация.. 93
Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин 94
3. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ
ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ СКВАЖИН 96
Подъемники и агрегаты для реконструкции
и восстановления скважин.................................................... 96
Талевая система агрегатов для ремонта
и восстановления скважин.................................................. 107
Инструмент для проведения СПО........................... 112
Ключи для свинчивания и развинчивания
труб и штанг........................................................................ 117
Агрегаты и насосные установки для реконструкции
и восстановления скважин.................................................. 129
Оборудование для гидроразрыва пласта................ 141
Цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины, автоцистерны и кислотовозы, используемые
при реконструкции и восстановлении скважин................. 143
Блок манифольда..................................................... 152
Трубы, применяемые при реконструкции
и восстановлении скважин.................................................. 153
Насосно-компрессорные трубы....................... 153
Забойные гидравлические двигатели
для реконструкции и восстановления скважин.................. 162
Винтовые забойные двигатели....................... 162
Малогабаритные турбобуры.......................... 165
Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты 166
Метчики........................................................... 167
Ловильные колокола....................................... 169
Труболовки...................................................... 171
Овершот.......................................................... 177
Ловители.......................................................... 180
Ловильные удочки.......................................... 183
Металлошламоуловители.............................. 187
Фрезеры........................................................... 190
Пауки............................................................... 198
Труборезы..................................................... 199
Инструмент для обследования состояния аварийного оборудования, находящегося в скважине
и эксплуатационной колонны............................................. 200
Документация на реконструкцию и восстановление скважин 202
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.................................................... 206
ПРИЛОЖЕНИЕ. Классификация работ, проводимых
при реконструкции и восстановлении скважин.................. 208
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время многие скважины нефтяных и газовых месторождений Пермского края и других районов нашей страны находятся в эксплуатации длительное время. В результате воз- действия на них различных факторов технического, технологи- ческого и геологического характера они подвержены износу, в связи с чем требуется проведение работ по их реконструкции и восстановлению. Необходимость проведения таких работ возни- кает также после выработки отдельных залежей и пластов, про- никновения по нефтенасыщенным продуктивным пластам воды, разгерметизации заколонного пространства, работ по воздейст- вию на продуктивный пласт.
Кроме того, эксплуатация скважин, как правило, сопряже- на с различными авариями скважинного оборудования. Поэто- му важно знать методы и средства ликвидации аварий, а также используемые при этом инструмент, приспособления и обору- дование.
В учебном пособии в соответствии с РД 153-39-023–97
«Правила ведения ремонтных работ в скважинах» [10] дана классификация видов работ при реконструкции и восстановле- нии скважин, описана последовательность действий при про- ведении различных видов работ, приведен наиболее распро- страненный инструмент, используемый при реконструкции и восстановлении скважин.
Данное учебное пособие предназначено для подготовки и переподготовки инженерно-технических работников, осущест- вляющих реконструкцию и восстановление нефтяных и газо- вых 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 за- прещена.
1. РЕКОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
Глушение скважин
В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и га- зовой 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 ус- ловия излива или выброса скважинной жидкости или газа.
Глушению подлежат все скважины, у которых коэффициент аномальности пластового давления больше или равен 1, а также скважины с коэффициентом аномальности пластового давления меньше 1, но в которых возможно фонтанирование.
Под коэффициентом аномальности пластового давления понимают отношение пластового давления пласта, вскрытого перфорацией к гидростатическому давлению, создаваемому вертикальным столбом пресной воды:
|
= P пл,
r gH
где Р пл – пластовое давление перфорированного продуктивного пласта, Па; Р гст – гидростатическое давление, создаваемое верти- кальным столбом пресной воды у верхних отверстий интервала перфорации, Па; r – плотность пресной воды, r = 1000 кг/м3; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; Н – вертикаль- ное расстояние от пьедестального фланца эксплуатационной ко- лонны до верхних отверстий интервала перфорации, м.
Расчет плотности жидкости глушения производят по формуле
rжг =
Р пл Н · g
K б,
где ρжг – плотность жидкости глушения, кг/м3; Р пл – пластовое давление, Па; Н – вертикальное расстояние от верхних отвер- стий интервала перфорации до пьедестального фланца, м; g – ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с2); K б – коэффици- ент запаса (или безопасности).
При расчете принимают следующие значения коэффици- ента безопасности K б: при Н ≤ 1200 м K б = 1,10, при этом ((Н·ρжг· g) – Р пл) ≤ 1,5 МПа; при Н > 1200 м K б = 1,05, при этом ((Н·ρжг· g) – Р пл) ≤ 2,5 МПа.
Отклонение плотности жидкости глушения от расчетной ве- личины не должно превышать значений, приведенных в табл. 1.
Таблица 1
Значение отклонения плотности жидкости глушения от расчетной величины
| Глубина залегания кровли пласта, м | Допустимые отклонения (±) плотности жидкости глушения (кг/м3) при ее расчетном значении в следующих пределах: | ||
| ρжг < 1300 | 1300–1800 | более 1800 | |
| До 1200 | |||
| До 2600 | |||
| До 4000 |
Требования, предъявляемые к жидкости глушения
1. Плотность жидкости глушения (ЖГ) должна обеспечи- вать создание давления на пласт, превышающего пластовое в пределах 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.
8. ЖГ должна быть термостабильной при высоких темпе- ратурах и морозоустойчивой при низких температурах (зимой).
9. ЖГ должна быть технологична в приготовлении и ис- пользовании.
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 ли- нию от насосного агрегата до устьевой скважинной арматуры. Нагнетательную линию опрессовывают на 1,5-кратное давле- ние от ожидаемого рабочего.
Закачка жидкости глушения в скважину может произво- диться прямым или обратным способом. При прямом способе жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном – в межтрубное пространство (эксплуатационная колонна – ко- лонна 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 мож- но принять 0,04 м/с).
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 на- соса и дросселированием выдавливаемой из скважины жидко- сти на выходной задвижке.
При закачке необходимо следить за показаниями мано- метров и отсутствием утечек в нагнетательных линиях. Ликви- дация 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 об- ратным способом: 1 – колонна НКТ; 2 – эксплуатационная колонна; 3, 5, 7, 8, 9, 11, 12 – задвижки; 4 – трубная головка; 6 – фонтанная ар- матура; 10 – емкость для сбора скважинной жидкости; 13 – насосный агрегат; 14 – нефтепромысловый коллектор; 15 – емкость для жидкости глушения; а – жидкость глушения; б – скважинная жидкость
ЗАПРЕЩЕНО персоналу находиться в зонах расположе- ния 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 ра- венство 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 обору- дованы обратными клапанами, тарированными предохрани- тельными устройствами заводского изготовления. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
Контроль давления производится манометром, который ус- танавливается на устьевой арматуре и насосном агрегате. На манометрах должна быть нанесена (красной краской) кон- трольная метка, показывающая максимально допустимое рабо- чее давление. Верхний предел измерения манометров выбирает- ся так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления рас- полагались 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.
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 по- сле глушение скважины в следующей последовательности:
· спускают НКТ с «пером» до искусственного забоя и вы- полняют промывку скважины;
· при использовании пакера предварительно производят шаблонирование эксплуатационной колонны до глубины уста- новки +10 м;
· при отключении верхних или промежуточных пластов вы- полняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусствен- ного забоя до отметки на 1,5–2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком или вязкоупругим составом, устанавливают це- ментный мост или взрыв-пакер);
· проводят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером (ус-
тановив клапан-заглушку в хвостовике);
· производят привязку места посадки пакера1 локатором муфт на гладкой безмуфтовой части эксплуатационной колонны;
· 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);
· выбирают тип и определяют объем тампонажного состава;
· за 3–5 сут до проведения работ выполняют лаборатор- ный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых тем- пературы и давления и определяют механические характери- стики и время начала загустевания тампонажного состава;
· производят расчет продолжительности технологическо- го процесса. Время продолжительности технологического про- цесса не должно превышать 75 % от времени начала загустева- ния тампонажного состава, в противном случае делают коррек- тировку рецептуры тампонажного состава;
 |
1 При испытании с применением пакера необходимо произвести шаб- лонирование колонны и очистку ствола от отложений.
· 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 уста- навливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят подъем скважинного обо- рудования, спускают колонну НКТ с пером, проверяют нали- чие моста и проводят гидроиспытание моста и эксплуатацион- ной колонны;
· при необходимости производят дополнительную пер- форацию эксплуатационной колонны в интервале продуктив- ного пласта;
· при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 5 МПа, после проведения тампонирования под давлени- ем интервал префорации перекрывают дополнительно метал- лическим пластырем.
При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно воздейст- вующих на участки пласта с различными насыщающими жид- костями и селективно отверждающихся в них, закачку составов производят через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов; при необходимо- сти 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 приме- нением сероводородостойких тампонажных материалов на ми- неральной или полимерной основе.
Рис. 2. Схема изоляционных работ при использовании пакера и раздели- тельных пробок: 1 – пробка проточная; 2 – хвостовик; 3 – пакер; 4 – ре- перный патрубок; 5 – колонна НКТ; 6, 10, 13, 14 – задвижки; 7 – кресто- вина 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
перфорационного отверстия
Перевод скважин на другие горизонты и приобщение пластов
Перевод на другие горизонты и приобщение пластов осу- ществляют в соответствии с требованиями технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. Перед переходом на другие горизонты и приобщение пластов прово- дят геофизические исследования для оценки нефтеводонасы- щенности продуктивных горизонтов и оценки состояния це- ментного кольца между ними и соседними водоносными пла-
стами. Ремонтные работы по переходу на другие горизонты включают работы по отключению нижнего перфорированного горизонта и вскрытию перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.
Переход на верхний горизонт
Для перехода на верхний горизонт, находящийся на зна- чительном удалении от нижнего (50–100 м и более), устанав- ливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуривае- мого пакера или цементный раствор с заполнителями.
Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, на- ходящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов. Для отключения нижнего перфорированного горизонта применяют методы там- понирования под давлением, установки цементного моста, за- сыпки песком, а также установки разбуриваемых пакеров са- мостоятельно 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 гори- зонт 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 – при приемистости более 2 м3/(ч·МПа).
Метод засыпки песком применяют при герметичном це- ментном кольце, низком статическом уровне в скважине, де- прессии на продуктивный горизонт после ремонта до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10–20 м ниже от- ключаемого горизонта).
Метод установки разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 МПа.
Переход на нижний горизонт
Ремонтные работы по переходу на нижний горизонт, на- ходящийся в непосредственной близости от верхнего, проводят по технологии отключения верхних пластов.
Для отключения верхних пластов используют методы тампонирования под давлением, установки металлических пла- стырей и сочетание этих методов.
Методы тампонирования под давлением применяют при негерметичном цементном кольце между горизонтами и нали- чии 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 ин- тервале перфорации отключаемого горизонта.
Сочетание методов тампонирования под давлением и уста- новки 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.
Перевод скважин на использование по другому назначению
Перевод скважин из одной категории в другую обуслов- ливается необходимостью рациональной разработки нефтяного месторождения.
Работы по переводу скважин из одной категории в другую осуществляются при полном соблюдении мер, предусмотрен- ных технологическими схемами и проектами разработки место-
рождений. Перевод скважин для использования по другому на- значению 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:
– определение герметичности эксплуатационной колонны;
– определение высоты подъема и качества цемента за ко- лонной;
– определение наличия заколонных перетоков;
– оценка опасности коррозионного разрушения внутрен- ней и наружной поверхностей обсадных труб;
– снятие кривой восстановления давления и оценка коэф- фициента продуктивности скважины, а также характера рас- пределения закачиваемой жидкости по толщине пласта с по- мощью расходометрии;
– оценка нефтенасыщенности пласта геофизическими ме- тодами.
Освоение скважины под отбор пластовой жидкости
Освоение скважины осуществляют в следующем порядке: В зависимости от результатов исследований проводят об-
работку ПЗП. Осуществляют дренирование пласта самоизли- вом или другим способом (с помощью компрессора, ШГН, ЭЦН). Производят выбор скважинного оборудования (ШГН, ЭЦН) в зависимости от продуктивности пласта. Проводят ис- следование скважины с целью оценки коэффициента продук- тивности и характера притока жидкости.
При освоении скважины под отбор нефти из другого гори- зонта предварительно проводят работы по изоляции нижнего или верхнего пласта по отношению к пласту, в котором велась закачка воды. Проводят перфорацию в интервале продуктивно- го пласта. Производят выбор и спуск скважинного оборудова- ния и выводят скважину на устойчивый режим отбора нефти.
На устье специальных скважин (контрольных, наблюда- тельных, пьезометрических) устанавливают оборудование, обеспечивающее сохранность скважины и возможность спуска в нее исследовательских приборов и аппаратуры.
Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
Устранение негерметичности тампонированием
Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и по- вторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого це- ментирования):
· 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 металли- ческого пластыря.
Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн
В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепрони- цаемый тампонажный камень или гель.
Использование цементных растворов для работ, указан- ных выше, запрещается.
В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспыта-
нии, башмак НКТ устанавливают на 5–10 м выше искусствен- ного забоя или цементного моста, расположенного над интер- валом перфорации. В качестве тампонирующего материала ис- пользуют гелеобразующие составы.
При не установленном интервале негерметичности обсад- ной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.
В случае если в процессе эксплуатации наблюдались меж- колонные проявления, после отключения интервала перфора- ции башмак НКТ устанавливают на 200–300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности.
В случае если величина межколонного давления больше
4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов.
В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.
Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осущест- вляют, 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 уста- навливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20–30 м ниже дефекта.
При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирова- ние каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на рас- стоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.
· При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч·МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
· При приемистости 0,5 м3/(ч·МПа) в качестве тампонаж- ного материала используют полимерные материалы.
При тампонировании под давлением лишний объем там- понажного раствора из зоны дефекта не удаляют. На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60 % от достигнутого при продавливании тампонажного раствора. После ОЗЦ определя- ют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя высоту моста над дефектом не менее 3 м.
Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра
Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньше- го диаметра производят в случаях, если:
· замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
· метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
· обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесо- образно;
· по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
Оценка качества работы:
· при испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;
· качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;
· при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежеме- сячный контроль за эксплуатацией скважин.
Исправление смятых участков эксплуатационных колонн
Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров. Диаметр первого спускаемого оправоч- ного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсад- ной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справоч- ного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3–5 мм.
Исправление смятого участка обсадной колонны с помо- щью оправочных долот производят при медленном проворачи- вании их не более чем на 30 оборотов. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметра обсадных и буриль- ных труб (табл. 2).
Исправление смятого участка обсадной колонны с исполь- зованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент. Не до- пускается применение фрезеров с твердосплавными наплавка- ми на их боковой поверхности.
Таблица 2
Выбор осевой нагрузки на оправочное долото в зависимости от размеров обсадных и бурильных труб
| Диаметр обсадной колонны, мм | 127–146 | ||||
| Диаметр бурильных труб, мм | 60 или 73 | ||||
| Осевая нагрузка, кН | 5–10 | 10–20 | 10–40 | 20–50 | 30–50 |
Контроль качества работ производят с помощью оправоч- ного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специ- ального шаблона.
Установка стальных пластырей
Пластырь представляет собой продольно-гофрированную трубу толщиной стенки 3 мм, изготовленную из ст.10. Он по- зволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной
колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7–8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.
Установка пластыря проводится в следующей последова- тельности:
· После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
· В обсадной колонне выше интервала перфорации на
50–100 м устанавливают цементный мост.
· При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ре- монтируемого интервала.
· Производят гидроиспытания труб на избыточное давле- ние не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
· Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны: геофизическими методами (в интервале нарушения), поинтервальным гидроиспытанием с применени- ем пакера (с точностью ±1 м); боковой гидравлической печа- тью ПГ-2 (ТУ 39-1106–86) уточняют размеры и определяют характер нарушения. Затем очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидрав- лическим скребком типа СГМ и производят шаблонирование обсадной колонны:
– в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диа- метром 121 мм и длиной 400 мм;
– в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диа- метром 140 мм и длиной 400 мм;
– для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.
Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
Сборку и подготовку устройства для запрессовки пласты- ря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.
Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн долж- ны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466–79.
Трансп