Бурение нефтяных и газовых скважин

Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск "летучки" (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.

Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.

Газо-, нефте- и водопро явления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием.

Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы изготовляются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7, 5 и 20 МПа.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0, 02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками.скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выбросов буровая бригада должна немедленно принять надлежащие меры:

1. В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было сказано в пункте 1.

Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование - механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг Друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо: спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.

Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится). В случае когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

17. Противовыбросовое оборудование, назначение, конструкция и схемы обвязок

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин в следующих случаях:

1. при бурении;

2. при спуске и подъеме НКТ;

3. в процессе строительства и ремонта скважин.

Основная цель установки противовыбросового оборудования:

· обеспечение безопасных условий труда персонала;

· предупреждение выбросов и открытых фонтанов;

· охрана окружающей среды.

В состав противовыбросового оборудования входят:

· Стволовая часть - совокупность составных частей противовыбросового оборудования, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце колонной обвязки. Включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.

· Превенторный блок - Часть стволовой части противовыбросового оборудования, включающая превенторы и устьевые крестовины противовыбросового оборудования.

· Манифольд - cистема трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой. Dключает линии дросселирования и глушения, конструктивно выполненных в виде блоков, соединенных с превенторным блоком противовыбросового оборудования магистральными линиями. Превентор относится к противовыбросовому оборудованию. Устанавливается на устье скважины при бурении. Превентор предотвращает возникновение фонтана нефти, пожара, и, как следствие, предотвращает загрязнение окружающей среды. В настоящее время его установка является обязательным требованием при буровых работах. В соответствии с указанным ГОСТом предусмотрено 10 типовых схем обвязки ОП:

· схемы 1 и 2 -- с механическим (ручным) приводом превенторов;

· схемы 3-10 - с гидравлическим приводом превенторов.

На рисунке приведены схемы 1, 3, 7 и 10. Схема включает блок превенторов (плашечные с ручным или гидравлическим управлением, кольцевой, соединительные катушки и крестовина), станцию гидроуправления превенторами и гидроуправляемыми задвижками и манифольд противовыбросового оборудования, состоящий из блока глушения, блока дросселирования с запорной и регулирующей арматурой, напорных трубопроводов и блока сепаратора бурового раствора.



Типовые схемы обвязки противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90: а - схема 1; б - схема 3; в - схема 7; г - схема 10; 1 - превентор плашечный; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 -- регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 -- гаситель потока; 7 -- блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 -- вспомогательный пульт; 13 -- гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 -- кольцевой превентор; 15 -- отвод к сепаратору; 16 -- задвижка с гидроуправлением; 17 -- обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 -- пульт управления дросселем; 22 -- к системе опробывания скважины

Типовые схемы обвязки ОП по ГОСТ 13862--90 устанавливают минимальное количество необходимых составных частей блока превенторов и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины. В ОП для бурения допускается уменьшение условного диаметра прохода линий, соединяемых с дросселем, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного диаметра прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный диаметр прохода боковых отводов устьевой крестовины должен быть не более условного диаметра прохода подсоединяемой линии манифольда. Допускается также применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 16; 25; 32; 40 МПа.

18. Ловительные работы и инструмент

Ловильные работы - это нежелательные, но часто встречающиеся операции как при бурении, так и при капитальном ремонте скважин.

Ловильный инструмент применяется при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

Особое место в капитальном ремонте скважин занимают работы по ликвидации аварий с подземным оборудованием (КР-3). Для выполнения этих задач используется следующий ловильный инструмент:

- колокола ловильные

Относятся к ловильному инструменту врезного типа. Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем захвата их за наружную поверхность. По конструкции они подразделяются на сквозные и несквозные. Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков и муфты;

- метчики

Относятся к ловильным инструментам нарезного типа. Предназначены для извлечения из скважины оборвавшихся или отвернувшихся бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб. Метчики, вводимые в трубу и врезающиеся в ее тело, называются универсальными. К ним относятся метчики типов МЭУ, МБУ. Метчики, ввинчиваемые в имеющуюся

резьбу муфты трубы или трубного замка, называются специальными. К ним относятся метчики МЭС, МСЗ;

-труболовки

Труболовками называют ловильный инструмент для извлечения из скважины труб и других объектов цилиндрической формы, имеющий захватные устройства клинового типа. Они подразделяются по виду захвата на внутренние и наружные, по возможности освобождения от захваченного объекта на освобождающиеся и неосвобождающиеся, по конструкции захватного устройства на цанговые, втулочные, плашечные, комбинированные;

- фрезеры

Фрезеры являются инструментами для разрушения труб и различных предметов в скважине, придания им формы, удобной для захвата ловильным инструментом, выпрямления смятых обсадных труб и зарезки второго ствола. По конструкции фрезеры можно подразделить на кольцевые, цилиндрические, ступенчатые, конусные, с направляющим устройством, с захватным устройством, с выдвижными режущими органами и др. По материалу армирования режущих элементов фрезеры бывают армированные твердосплавными пластинами и армированные композиционными сплавами;

- механические, гидравлические яссы

Яссы - это инструменты, предназначенные для создания ударов и вибраций, используются в основном для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования.

Механические яссы предназначены для ликвидации заклинившего оборудования и инструмента небольшой длины ударами вверх. Гидравлические яссы предназначены для создания ударных нагрузок, направленных вверх и вниз с целью освобождения прихваченных труб или заклиненных инструментов и оборудования.

19. Основные виды работ по капитальному ремонту скважин

Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятся сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб. Для начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать ее устье и в случае неисправности - отремонтировать. Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций, капитальный ремонт включает:

1. ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправления и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок),

2. изоляционные работы,

3. крепление пород призабойной зоны,

4. очистку фильтра,

5. переход на другой продуктивный горизонт,

6. зарезка и бурение второго ствола,

7. ловильные работы.

К капитальному ремонту также относят и работы, связанные с воздействием на призабойную зону пласта.

1. кислотные обработки скважины,

2. гидравлический разрыв пласта,

3. тепловое воздействие на призабойную зону,

4. виброобработка призабойной зоны скважины,

5. обработка призабойной зоны ПАВ.



20. Глушение скважин, жидкости глушения

Глушение скважины заключается в создании в стволе скважины определенного противодавления на продуктивный пласт, с целью предотвращения притока флюида к забою скважины. Традиционно глушение скважины производят, заполняя скважину задавочной жидкостью, плотность которой определяется значением пластового давления.

Основные требования к жидкостям глушения состоят в том, чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств и успешное проведение различных операций, а также были технологичными в приготовлении и использовании. Для выбора жидкости глушения учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температура замерзания, коррозийная стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможная опасность для персонала и окружающей среды.

В качестве жидкостей глушения используются: раствор поваренной соли, пены, метанол, дизтопливо, сырая нефть, минерализованная различными добавками вода.

21. Исследование и обследование скважин

Перед проведением ремонта скважины необходимо провести исследования для определения создания плана работ по ликвидации аварии. После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента

Геофизические исследования

Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований.

Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с.

Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

Гидродинамические исследования

Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах.

Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу)

Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

Спускают до забоя скважины свинцовую полномерную конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой после завершения исследований непосредственно на скважине выдаются заключения об:

· интервалах негерметичности обсадной колонны,

· глубине установки оборудования, НКТ,

· положения забоя,

· динамического и статического уровней,

· интервале прихвата труб

· привязке замеряемых параметров к разрезу,

· герметичности забоя

· глубине находящихся в скважине прдметов

22. Ремонтно-исправительные работы

К ремонтно-исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена повреждённой части эксплуатационных колонн, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок. Смятые участки колонны выправляют справочными долотами и фрезерами, повреждённые места укрепляют цементным кольцом, установкой пластырей, спуском промежуточной колонны. Замена повреждённой части производится в случае, если место дефекта расположено выше башмака технической колонны и уровня цементного камня в заколонном пространстве. В том случае, когда устранение дефекта затруднено, осуществляют зарезку и бурение второго ствола скважины. Для этого в колонне, выше места дефекта, вскрывают "окно", из которого проводят наклонно направленное бурение второго ствола скважины, а также спуск и крепление второй колонны.

23. Изоляционные работы

Изоляционные работы по П.4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установки па-кера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1) производят глушение скважины:

2) спускают НКТ с "пером" или паксром (съемным или разбуриваемым):

3) 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, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакср):

4) производят гидроиспытание НКТ пли НКТ с пакером;

5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0, 6 мУ(ч * МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

6) выбирают тип и объем тампонажного раствора,

7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытанис эксплуатационной колонны;

при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

При проведении работ по ограничению водопритоков и использовании тампонажных составов, селективно Бездействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждаюшихся в них, закачку составов осуществляют через существующий фильтр без предварительного отключения нефтенасыщенных интервалов или же при необходимости используют пакеры. Работы проводятся в соответствии с РД, регламентирующим применение конкретных изоляционных составов.

Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

24. Возвратные работы

Возврат скважин на выше- или нижележащий горизонт - мероприятие, применяемое на многоплановых нефтегазовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин. Принятая разработка нефтяных месторождений по системе "снизу-вверх" предусматривает возможность использования скважин для поочередной эксплуатации ряда горизонтов и пластов по мере их истощения или по другим техническим причинам. Скважины, после того, как они выполнили свое назначение на каком-либо объекте эксплуатации, переводят па эксплуатацию другого объекта. Решение о переводе скважин (возврата) на другие горизонты принимают, если нет возможности использования их в качестве пьезометрических, наблюдательных, нагнетательных па данном горизонте. Одной из основных причин перевода нефтяной скважины на другие горизонты является истощение в ней эксплуатируемого горизонта, когда ее суточный дебит оказывается меньше предельно рентабельного. Предел рентабельности эксплуатации определяется таким уровнем себестоимости добычи нефти, который позволяет возместить все издержки производства при действующих оптовых ценах на нефть и продукты ее переработки. При определении этого предела учитывают издержки по добыче, транспортировке и переработке нефти. Переводу на другие горизонты подлежат также скважины, у которых величина газового фактора выше нормы, установленной для данной залежи при оптимальном режиме эксплуатации скважины. При обводнении продуктивного горизонта контурной водой допускается возврат скважины на другие горизонты, если она (нефтяная или газовая) обводнилась до такой степени, что дальнейшая эксплуатация нерентабельна. Предел рентабельности для каждой скважины определяют с учетом геологических и технико-экономических условий разработки месторождения. Возврат скважины на другие горизонты ли техническим причинам допускается: 1) если нет возможности проведения изоляционных работ в скважинах для прекращения притока посторонних вод; 2) когда эксплуатация скважины невозможна из-за дефектов обсадных колонн (при отсутствии технических условий для их исправления); 3) если произошли сложные аварии в скважинах, ликвидация которых невозможна. Таким образом, возврат скважин па выше- или нижележащие горизонты производят в случаях: 1) истощения эксплуатационного объекта; 2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой; 3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как де газирующего нефтеносный горизонт; 4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т. д. (технические причины). Возврат скважины на вышележащий горизонт производят после разобщения оставляемого горизонта от нового нутом создания в стволе монолитного цементного моста (стакана) над оставляемым горизонтом. При этом главное внимание должно быть уделено изоляции от проникновения воды, в особенности, если эта вода высоконапористая, а возвратный горизонт по разрезу расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта. В таких случаях применяют метод заливки цементного раствора под давлением через существующие отверстия фильтра. Если возвратный горизонт находится на значительном расстоянии от оставляемого объекта, то используют метод заливки без давления. На старых площадях, где длительно разрабатываемые пласты сильно дренированы, при цементаже происходит интенсивное поглощение цементного раствора пластом. Приходится производить повторные цементирования, на что тратится много времени и средств. Поэтому, когда нет опасности проникновения посторонних вод в возвратный объект, рекомендуется затрамбовать забой скважины песком или глиной, а затем уже создавать цементный стакан необходимой высоты. При опасности прорыва нижних вод к возвратному объекту в скважинах, сильно поглощающих жидкость, в пласт вводят песок до частичного восстановления циркуляции, после чего производят цементирование под давлением. Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом практикуется применение одной-двух заливок гельцементом, добавкой в цементный раствор алюминиевого порошка или предварительная глинизация пласта. При двухколонной конструкции скважины иногда за колонной в интервале, куда производится возврат, или выше него, отсутствует цементное кольцо, что создает угрозу проникновения посторонних вод к возвратному объекту через межтрубное пространство. В подобных случаях вырезают и извлекают внутреннюю колонну на 10 - 20 м ниже возвратного объекта, а затем производят цементирование под давлением с таким расчетом, чтобы новый искусственный забой был на 8-10 м выше обреза извлеченной колонны. Если по ряду технических причин колонну извлечь невозможно, се простреливают ниже возвратного объекта на 10 -15 м и затем производят цементирование под давлением с расчетом продавки цементного раствора в межтрубное пространство и оставления в колонне цементного стакана соответствующей высоты. До начала цементирования скважина должна быть обследована печатью. Рекомендуется при возвратных работах испытывать колонну на герметичность до места предполагаемого нового цементного забоя. Эта необходимость вызвана тем, что в старых скважинах могут быть дефекты в виде сломов колонны и трещин, через которые происходит поглощение. При наличии таких дефектов в процессе цементирования под давлением через отверстия фильтра возможны осложнения. Во всех случаях при возвратных работах после установления надежного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность онрессовкой или снижением уровня. Возврат на нижележащий горизонт производится сравнительно редко, обычно в тех случаях, когда соседние скважины, которые должны были извлечь нефть из намечаемого к возврату объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам. Сущность работ по возврату на нижележащий горизонт заключается в следующем. Ствол скважины и забой обследуют печатью забоя. После этого цементируют оставляемый горизонт под давлением через отверстия фильтра. Цементную пробку по окончании срока твердения раствора в колотите разбуривают до необходимой глубины, после чего испытывают колонну на герметичность.

25. Борьба с пробкообразованием

В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами (особенно песчаники), в скважину из пласта вместе с жидкостью выносится песок. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя пробку, частично или полностью перекрывающую отверстия фильтра, прекращая доступ жидкости из пласта. Иногда высота песчаной пробки достигает нескольких метров.

Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки или гидробура.

Прямая промывка скважины от песчаной пробки - процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных труб и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство.

Различают прямую промывку обычную и скоростную. Скоростная прямая промывка отличается от обычной тем, что в период наращивания промывочных труб процесс промывки не прекращается; это исключает оседания размытого песка и прихват промывочных труб.

Обратная промывка скважин от песчаных пробок - процесс удаления песка из скважин с нагнетанием промывочной жидкости в затрубное (кольцевое) пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.

Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда эксплуатационная колонна имеет дефекты либо разрабатываемый пласт сильно дренирован. Установка для промывки скважин состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования.

Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом применяется в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых (неуплотненных) пробок. Для герметизации устья используют сальник.



26. Зарезка и бурение второго ствола

Зарезка и бурение второго ствола - метод восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически невозможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет пополнять действующий фонд скважин, улучшать состояние разработки залежей за счет выполнения сетки разработки путем перевода скважин из верхних горизонтов, повышать текущую нефтеотдачу, сокращать сроки извлечения остаточных запасов нефти и восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых скважин сложно или нерентабельно.

Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола:

1) обследование и выбор места в колонне для вскрытия "окна";

2) установка цементного моста на соответствующей глубине и установка отклонителя;

3) вскрытие "окна" в колонне;

4) бурение второго ствола до требуемой глубины;

5) осуществление комплекса электрометрических работ;

6) спуск обсадной колонны с последующим цементированием и испытанием на герметичность;

7) перфорация колонны против продуктивного горизонта и вызов притока нефти.

Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, который спускают на бурильных трубах. Спуск ведут с небольшой скоростью с контролем по гидравлическому индикатору веса (ГИВ). При достижении кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, зацепляется плашками в колонне. После этого резкой посадкой инструмента срезают болты, которые соединяют отклонитель с клином и поднимают бурильные трубы с клином, оставив таким образом отклонитель на заданной глубине.

Для вскрытия "окна" применяют фрезеры-райберы. Зарезку "окна" начинают райбером с наименьшим диаметром при нагрузке 20-30 кН и частоте вращения ротора 40-60 об/мин. С углублением частоту вращения ротора увеличивают до 50-70 об/мин при той же нагрузке. После вскрытия "окна" длиной 1, 4-1, 6 м от конца отклонителя частоту вращения ротора увеличивают до 90 об/мин, а нагрузку снижают до 10-15 кН. Вторым райбером расширяют интервал, пройденный первым райбером по всей длине отлонителя. Третьим райбером обрабатывают стенки "окна" и обеспечивают выход в породу при осевой нагрузке до 10 кН и частоте вращения ротора 80-90 об/мин. Значительные осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и укорачиванию длины "окна", что может привести к поломке бурильных труб.

После прорезки окна в эксплуатационной колонне приступают к бурению второго ствола.

Перед началом бурения в глинистый раствор нормального качества необходимо добавить нефть (8-10 % от объема раствора в скважине и циркуляционной системе) для предотвращения прихвата инструмента в скважине.

Бурить второй ствол начинают при помощи пикообразного долота, диаметр которого равен диаметру райбера, расширявшего окно. Пикообразным долотом пробуривают примерно 45 м и на этой глубине работают до тех пор, пока все металлические частицы на забое не будут забиты в стенки ствола. Затем бурят при помощи шарошечных долот.



27. Методы повышения нефтеотдачи пластов

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- тепловые, микробиологические и другие методы.

Гидродинамическиеметоды К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов

эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием "нестационарное заводнение" и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Физико-химические методы

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

- полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек тах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

- комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;

- воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при емистости и интенсификации добычи нефти;

- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакри- ламида, содержащего неионогенное ПАВ;

- циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхност но-активными системами;

- щелочно-полимерное заводнение;

- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью. Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.

К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин. Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.