1. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации. Конструкции эксплуатационных колонн и возможная их оснастка
 Скачать 414.61 Kb.
|
|
Труболовки наружные плашечные Труболовки наружные плашечные выпускают в двух видах: освобождающиеся и неосвобождающиеся. Труболовки наружные освобождаю-щиеся Труболовки предназначены для захвата за наружную поверхность аварийных насосно-компрессорных труб (или их муфт) и извлечения колонны целиком или по частям путем отворачивания. Труболовки по типу захватного механизма подразделяются на плашечные (ТНО 116-73 и ТНО 136-89), цанговые и спиральные (ОВ, ОВТ)– овершоты. Труболовки наружные освобождающиеся спускаются в скважину в основном при ожидании прихватов аварийной колонны насосно - компрессорных труб, с тем чтобы при невозможности расхаживания колонны труб или их отвинчивания освободить труболовку и поднять из скважины без осложнений. Овершоты освобождающитеся ОВ и ОВТ Овершоты предназначены для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин. Овершот состоит из корпуса, направляющей воронки, переводника и набора сменных элементов, включающих ряд спиральных и цанговых захватов, и направляющих соответственно спирального и цангового захватов. При извлечении колонн, верхняя часть которых имеет максимальный для применяемого типоразмера овершота диаметр, используются спиральные захваты, в остальных случаях – цанговые. Цанговые захваты могут применяться с фрезерующими направляющими, позволяющими производить очистку захватываемого объекта от заусенцев и различных отложений. Процесс захвата осуществляется овершотом за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового или спирального захватов. При необходимости герметизации соединения «овершот – извлекаемая колонна» предусмотрена возможность установки уплотнительных манжетных пакеров: типа «А» - при установке цангового захвата или типа «Р» и кольца – при установке цангового захвата. Размеры фрезерующей направляющей и пакеров должны соответствовать размеру применяемого захвата. Овершоты освобождающиеся с коротким захватом ОК и ОКТ Овершоты предназначены для захвата за наружную поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении скважинах. Овершот состоит из корпуса, переводника, направляющей и набора сменных цанговых захватов с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Корпус выполнен таким образом, чтобы цанговый захват располагался как можно ближе к нижнему торцу овершота, обеспечивая возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Процесс захвата осуществляется овершотом за счет наличия конических спиральных поверхностей, выполненных на внутренней поверхности корпуса и взаимодействующей с ней наружной поверхности цангового захвата. Труболовки наружные неосвобождающиеся ТНЗ Труболовки неосвобождающиеся ТНЗ плашечного типа наиболее распространенный вид инструмента, выпускаются трех типоразмеров: ТНЗ 114, ТНЗ-146 и ТНЗ-168. Методика ведения ловильных работ труболовками ТНЗ Перед спуском труболовки скважину обследуют, определяют состояние верхнего конца аварийной колонны труб (муфта или тело трубы, отсутствие деформаций и т.д.) и расположение ее относительно оси скважины, после чего выбирают соответствующую труболовку и, при необходимости, центрирующее приспособление. Если трубы прихвачены и в затрубном пространстве имеются песок, окалина, мелкий шлам ит.д., то нижний конец труболовки снабжается приемной трубой. Перед спуском в скважину проверяют работоспособность труболовки, для чего в труболовку вставляют патрубок соответствующего диаметра и проверяют надежность захвата. Труболовку спускают в скважину на бурильной колонне и за 10 м до верхнего конца аварийных труб восстанавливают циркуляцию. Следя за индикатором веса, медленно спускают труболовку, вращая бурильную колонну, накрывают верхний конец аварийной трубы, вводя его в труболовку, при этом наблюдается повышение давления. Следя за индикатором веса, приподнимают труболовку. Захват ловимых труб фиксируется индикатором веса. Расхаживанием колонну аварийных труб извлекают из скважины. При сложных авариях, когда невозможно одним спуском извлечь аварийные трубы, прихваченные песком или цементом, целиком или отвинчиванием, прибегают к другим методам и приемам работ по ликвидации аварий с применением труболовки ТНЗ и набора режущего инструмента. Наружные плашечные труболовки имеют характерный недостаток - их невозможно применять при малых зазорах между стенкой скважины и колонной аварийных труб, поэтому если аварийный конец кончается муфтой (замком), то следует предпочесть другой инструмент 27. Ремонт эксплуатационных колонн. Способы ремонта. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн методом тампонирования. Выполнение ремонтных операций установкой цементных мостов. Технологии ремонта эксплуатационных колонн относят к ремонтно-исправительным работам, к которым можно приступать лишь после приведения в надлежащее состояние устья скважины (колонная головка, колонный патрубок, колонный фланец).Ремонт заключается в исправлении дефектов внутри колонны и устранении нарушения герметичности. Все неисправности могут быть одиночными либо множественными, располагающимися во многих интервалах колонны. Исправлению повреждённых колонн предшествуют явление причин повреждения и разработка мероприятий, устраняющих эти причины. К дефектам, которые можно исправить, относят смятие и слом ОК. Места смятий исправляют оправочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. Работы по устранению нарушений герметичности ОК заключ-ся в изоляции сквозных дефектов обсадных труб или повторной герметизации резьбовых соединений и стыковочных узлов. Сквозные дефекты изолируют: 1. нагнетанием ч/з дефект в колонне тампонажного р-ра (тампонирование под давл-м); 2. заменой повреждённой части колонны; 3. спуском дополнит-й колонны меньшего диаметра; 4. перекрытием дефектов тонкостенными металлич-ми трубами (пластырями) запрессованными в ОК.Если указанные сп-бы реализовать не удаётся или их применение экономически не эфф-но, то интервалы дефектов подлежат ликвидации, а работоспособность скв-ны восстанавливают с пом-ю бурения боковых стволов, перехода на вышележащие гориз-ты. Сп-б тампонирования под давл-м наиболее рационален и приемлем для изоляции сквозных дефектов, а если их в колонне несколько, то тампонируют последоват-но каждый дефект снизу вверх. Сп-б не рекомендуетс, когда давл-е гидравлического разрыва окружающих горных пород в зоне дефекта значительно ниже давл-я опрессовки ОК (< 50 %). Замену повреждённой части колонны производят в след-х усл-х: 1. дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы не зацементированы, не прихвачены обвалившейся породой и не заклинены посторонними предметами; 2. на извлекаемых трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры и др.); 3. извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скв.Повреждённую верхнюю часть колонны вырезают труборезом или отвинчивают. После извлечения колонны из скв-ны этот интервал проверяется шаблоном соответствующего диаметра. Шаблоном обследуют и оставшуюся в скв-не часть колонны. При нормальном прохождении шаблонов спускают новую колонну труб. Перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра применяют в след-х случ-х: 1. колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесообразно; 2. по усл-ям экспл-ции скв-ны допустимо перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны. Перекрытие дефекта колонны осуществляют спуском дополнительной колонны или спуском летучки.Если дефект в эксплуатационной колонне находится на небольшом расстоянии от устья, то в таких случаях можно спускать дополнительную колонну в кольцевое простр-во м/у ЭК и технической колонной или кондуктором (если позволяют зазоры). Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металл-м пластырем наиболее эфф-й м-д герметизации ЭК и отключения пластов. Этот метод возможен после получения достоверной информации о местоположении, протяжённости и конфигурации дефекта колонны, очистки её внутренней поверхности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии, измерения остаточной толщины стенок негерметичных обсадных труб. 28. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн техническими средствами Классифицировать основные причины нарушения герметичности можно по следующим признакам: механическое разрушение труб (слом, трещины, дефект в результате истирания); коррозия труб (внутренняя и наружная); нарушения резьбовых соединений. Проявление нарушений герметичности связано с возрастом скважин, интервалами глубин, состоянием крепи (прочности цементного камня за колонной, его сцеплением с породой и металлом), характером выполненных подземных ремонтов и количеством спускоподьемных операций (СПО), использованием антикоррозионной жидкости (АКЖ) в межтрубном пространстве (между колоннами НКТ и эксплуатационной, оборудованных пакером). Нарушения в первые годы работы определяют качественные критерии скважины и могут быть результатом несоответствия проектных решений условиям разработки месторождений (конструкция, материалы, технические мероприятия) или несоблюдения технологии строительства скважины. Анализ причин нарушения герметичности скважин (НГДУ «АН») показал, что частота отказов (нарушений герметичности) больше при отсутствии цемента за колонной (не поднят во время цементирования, разрушение камня после длительных сроков эксплуатации и др.), чем при его наличии. Дефекты появляется раньше в наклонно-направленных скважинах, чем вертикальных и в большинстве случаев приурочены к участкам с максимальными защитными углами и в интервалах изменения азимута. Независимо от возраста и категории скважин значительная часть нарушений (по анализируемым скважин; л в НГДУ «АН» - 39 %) приходятся на верхние 100м колонны, что объясняется лучшими условиями доступа кислорода и поверхностных вод, а также на интервалы отложений, характеризующихся высоким содержанием кислорода и сероводорода (на месторождениях Татарстана - артннскне; серпуховские, бобрнковскне). Срок службы нагнетательных скважин значительно увеличивает использование АКЖ (по НГДУ «АН» -1,5 раза).Следовательно, возможные причины нарушения герметичности: отсутствие или разрушение цементного камня за колонной; механические нагрузки в период ремонта и СПО;влияние кислорода, сероводорода и блуждающих токов, что проявляется в локализации коррозионного процесса. Возможные мероприятия по предотвращению нарушения герметичности: А) на стадии проектирования использование труб из материала соответствующего свойствам пластовых флюидов и конкретным геологическим условиям; использование в наиболее нагруженных участках колонны (неустойчивые породы; отложения с содержанием кислорода и сероводорода; интервалы с доступом кислорода и поверхностных вод) труб повышенной прочности и герметичности с учётом профиля скважины; использование цементирующих материалов с антикоррозионными свойствами, повышенной прочности и проницаемости, не разрушающихся со временем применительно к конкретным условиям разработки; использование в составе колонны труб из антикоррозионных материалов; совершенствование оснастки обсадных колонн; утяжеление и усложнение конструкции скважины (количество колонн, величина зазоров) на наиболее сложных участках месторождений; применение щадящих способов вторичного вскрытия продуктивных пластов; изоляция водоносных горизонтов высокого давления (а возможно и неустойчивых) до спуска эксплуатационных колонн. Б) на стадии эксплуатации (при условии качественного выполнения проектных решений): обработка нагнетаемых вод ингибиторами коррозии; использование эффективных АКЖ (на нефтяной основе, с добавкой бактерицида);обеспечение герметичности спущенных в скважину колонн НКТ; катодная защита скважин, находящихся в зоне блуждающих токов. Работы по устранению нарушений герметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб илх: повторной герметизации резьбовых соединений и стыковочных узлов. Работы по устранению нарушений герметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб илх: повторной герметизации резьбовых соединений и стыковочных узлов. Сквозные дефекты изолируют: -нагнетанием через дефект в колонне тампонажного раствора (тампонирование под давлением); -заменой повреждённой части колонны; -спуском дополнительной колонны меньшего диаметра. -перекрытием дефектов тонкостенными металлическими трубами (пластырями) запрессованными в обсадную колонну. Если указанные способы реализовать не удаётся или их применение экономически не эффективно, то интервалы дефектов подлежат ликвидации, а работоспособность скважины восстанавливают другими методами (бурение боковых стволов, переход на вышележащие горизонты). Способ тампонирования под давлением наиболее рационален и приемлем для изоляции сквозных дефектов, а если их в колонне несколько, то тампонируют последовательно каждый дефект снизу вверх. Но этот способ не во всех случаях выполним технически, и не всегда обеспечивает требуемую герметичности обсадной колонны. Не рекомендуется применение этого способа, когда давление гидравлического разрыва окружающих горных пород в зоне дефекта значительно ниже давления опрессовки обсадной колонны (менее 50 %).Создание прочных пробок цементированием под давлением не достигается на небольших расстояниях от устья (10-100 м), так как схватывание раствора происходит в условиях невысоких температур и небольших давлений. Замену повреж дённой части колонны производят в следующих условиях: дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы не зацементированы, не прихвачены обвалившейся породой и не заклинены посторонними предметами; на извлекаемых трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные пакеры и др.); извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины. Повременную верхнюю часть колонны вырезают труборезом или отвиичпвают одним из существующих способов. 29. Дефекты в колонне, основные причины их возникновения. Способы устранения нарушений Технологии ремонта ЭК относят к ремонтно-исправительным работам, к которым можно приступать лишь после приведения в надлежащее состояние устья скв-ны (колонная головка, колонный патрубок, колонный фланец). Ремонт заключается в исправлении дефектов внутри колонны и устранении нарушения герметичности. Дефекты ЭК, которые можно исправить, - смятие и слом ОК. Смятие оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны и его длине. Места смятия исправляют спец-ми инструментами - трубными оправками, оправочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. Классифиц-ть осн-е причины нарушения герметичности можно по признакам: 1. механич-е разрушение труб (слом, трещины, дефект в рез-те истирания); 2. коррозия труб (внутренняя и наружная); 3. нарушения резьбовых соединений. Проявление нарушений герметичности связано с возрастом скв, интервалами глубин, состоянием крепи (прочности цементного камня за колонной, его сцеплением с породой и металлом), хар-ром выполненных ПРС и кол-вом СПО, использ-ем АКЖ в межтрубном простр-ве (м/у колоннами НКТ и ЭК, оборудованных пакером). Возможные причины наруш-я герметичности: 1. отсутствие или разрушение цементного камня за колонной; 2. механич-е нагрузки в период ремонта и СПО; 3. влияние кислорода, сероводорода и блуждающих токов, что проявл-ся в локализации коррозионного процесса. Возможные мероприятия по предотвращению нарушения герметичности: А) на стадии проектирования Использ-е труб из мат-ла соответствующего св-вам пл-х флюидов и конкретным геологич-м усл-ям; использ-е тампонирующих мат-лов с а/к св-вами, повышенной прочности и прониц-ти, не разрушающихся со временем применительно к конкретным усл-ям разработки; использ-е в составе колонны труб из антикоррозионных мат-лов; совершенствование оснастки ОК; утяжеление и усложнение конструкции скв (кол-во колонн, вел-на зазоров) на наиболее сложных уч-ках мест-й; применение щадящих сп-бов вторичного вскрытия продуктивных пластов; изоляция водоносных горизонтов высокого давл-я (а возможно и неустойчивых) до спуска ЭК. Б) на стадии эксплуатации (при условии качественного выполнения проектных решений): обработка нагнетаемых вод ингибиторами коррозии; использ-е эфф-х АКЖ (на нефтяной основе, с добавкой бактерицида); обеспечение герметич-ти спущенных в скв-ну НКТ; катодная защита скв-н, нах-щихся в зоне блуждающих токов. 30.Восстановление скважин бездействующего фонда строительством новых дополнительных стволов. Способы бурения новых стволов. Подготовительные работы. Объем бездействующих и нерентабельных скважин в ОАО «Татнефть» составляет более 14,0 % от фонда ДС и потенциальная добыча нефти по ним может составлять более миллиона тонн в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. Из-за дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Строительство боковых стволов позволяет: 1 - восстановить фонд эксплуатационных скважин; 2- увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин; 3- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки; 4- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиков и пропущенных нефтяных пластов. При выборе скважин, подлежащих восстановлению боковыми стволами, должна быть произведена геологическая, экономическая и техническая оценка этих работ. При вскрытии проектных объектов необходимо стремиться к тому, чтобы БС проходил на участках пласта с максимальной нефтенасыщенностью. При бурении (БГС), толщина продуктивного пласта по вертикали должна быть не менее 3 м в связи с тем, что башмак обсадной колонны устанавливается в кровле продуктивного пласта. Технология строительства боковых стволов Скважины, подлежащие восстановлению боковыми стволами, в зависимости от технологии строительства можно в основном разделить на три категории:1- скважины, бурение которых производится после извлечения части эксплуатационной колонны; 2- скважины, бурение которых производится после вырезания «окна» или удаления части эксплуатационной колонны в интервале зарезания;3- скважины, в которых производится углубление забоя из-под башмака существующей эксплуатационной колонны. Выбор технологии бурения бокового ствола необходимо проводить с учетом минимизации затрат. В настоящее время наиболее широкое применение в ОАО «Татнефть» нашли следующие технологии: 1- вырезание «окна» с помощью райбера и фрезов по ориентированному клин - отклонителю; 2- удаление участка эксплуатационной колонны и забуривание бокового ствола с цементного моста. Из опыта бурения боковых стволов первый способ имеет преимущества применения при зенитных углах основного ствола более 200 , так как в этих условиях не требуется жесткой центровки режущего элемента и для ориентации возможно применение серийно выпускаемых приборов. Возможны два варианта установки клин - отклонителя в интервале вырезания «окна»: с упором на забой (цементный мост) и с установкой якоря с зацеплением за стенки или стык муфтового соединения эксплуатационной колонны (плашки, профильная труба и др.). Подготовительные работы Начинается с подготовки рабочей площадки для расстановки мобильной буровой установки (МБУ). Площадку подсыпают песком, выравнивают. Соседние скважины останавливаются и накрываются специальными защитными экранами. Если работам мешают станки-качалки или кабельная эстакада, то их демонтируют. После подготовки площадки производят монтаж МБУ. В комплект оборудования входят: роторная площадка, приемный мост, стеллажи для хранения труб, насосная, блок очистки и блок хранения бурового раствора, водокомпрессорный блок, емкость долива, комплект противовыбросового оборудования. Подготовительные работы на скважине включают в себя глушение скважины солевым раствором необходимой плотности, подъем подземного оборудования, установку в зоне перфорации ликвидационного цементного моста. Далее происходит опрессовка эксплуатационной колонны, ее скреперование и шаблонировка с целью проверки прохождения вырезающих устройств и компоновок для бурения. В случае, если скважина негерметична или имеет место смятие колонны, лучшим вариантом является переход на другую скважину. Если все вышеуказанные работы проведены успешно, необходимо уточнить пространственное расположение ствола скважины и качество цементной крепи за эксплуатационной колонной. Для этого производят запись гироскопического инклинометра и цементометрию. Следующим этапом работ по строительству бокового ствола является вырезание «окна» в обсадной колонне либо удаление части колонны. Вырезать окно можно с помощью универсального вырезающего устройства или с помощью специального клина «Уипсток». В первом случае специальными резцами снимают целую секцию обсадной колонны длиной от 6 до 12 метров, во втором случае вырезается сегмент длиной 6-8 метров 31.Перфорация скважин, виды перфорации, влияние на крепь и приствольную зону. Прогрессивные методы вторичного вскрытия пластов перфорацией Для созд. возмож-ти притока нефти и газа из пласта в ОК и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта созд-т ряд каналов (отверстий), обесп-щих сообщ-е м/у пластом и скв. Отверстия в колонне и цементном кольце созд. путем прострела. Этот процесс нзв перфорацией колонны, а аппараты, при помощи котор. произв-ся прострел, перфораторами. Их спускают в скв. на каротажном кабеле. Перфорацию примен. также для вскрыт. заводняемых пластов в нагнет. скв-х, при цементир. после провед. Изоляц-х работ и др. видов КРС: при устан-ке колонн-летучек, при переходе на др. гориз-ты, при зарезке и бурении второго ствола и т. д. Сущ. 4 сп-ба перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная. Первые 3 сп-ба осущ-ся на промыслах геофиз. партиями с помощью оборуд., приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осущ-ся технич. ср-вами и службами нефтяных промыслов. Пулевая перфорация. В этом случае в скв-ну на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, сост. из нескольких (8—10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрич. импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения ж-ти и газа из пласта в скв-ну. |