Ответы на экзамен П и КРС. Все ответы на П и КРС. Характеристика объектов скважины и причины, вызывающие необходимость их ремонта в процессе эксплуатации
 Скачать 0.74 Mb.
|
|
22. Глушение пенами и область применения. Для глушения скважин газовых и газоконденсатных месторождений с низкими пластовыми давлениями целесообразно использовать растворы на конденсатной основе плотностью 800 – 850 кг/м3. Если пластовое давление снижается до 01 – 05 гидростатического давления, для глушения рекомендуются пенные системы двух и трехфазные. Пена состоит из трех компонентов – жидкости, газа и пенообразователя. Такое сочетание создает систему, обладающую вязкими, пластичными и упругими свойствами. Основным компонентом, придающим пене такие свойства, является пенообразователь, в качестве которого используют ПАВ определенного вида. Пеной особенно целесообразно глушить газовые скважины, которые вследствие низких дебитов и давлений работают с наличием жидкостной пробки на забое. Суть глушения состоит в том, что после промывки скважины двухфазной пеной для очистки забоя от воды и конденсата в забойную зону пласта продавливают устойчивую пену (двухфазную или трехфазную) водным раствором ПАВ. Таким образом, в конце операции в призабойной зоне продуктивного пласта и в нижней части скважины будет находиться пена, а сверху водный раствор ПАВ. При этом задавленная в пласт пена определенного состава выполняет функцию закупоривающего материала в период проведения ремонта и предотвращает проникновения в пласт водных жидкостей. При освоении она способствует ускорению работ по очистке пласта в зоне забоя и ускорению ввода скважины в эксплуатацию. Наряду с высокими закупоривающими свойствами устойчивые пены обладают и низкой водоотдачей, что исключает проникновение в коллектор большого количества фильтрата. Исходный раствор для приготовления пены – жидкость с добавлением пенообразователей и стабилизаторов. В процессе нагнетания в скважину исходного раствора, его насыщают газом, обычно от компрессора. Исходный раствор готовят из компонентов на объекте глушения, или на растворных узлах (РУ) в месте их хранения. 23.Технологии ремонта с применением технических средств без глушения. Ремонт скважин без предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными отсекающими клапанами и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к ее устью. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Государственного надзора и противофонтанной службой. В таких скважинах глушение не предусмотрено планом работ. Традиционные жидкости глушения на водной основе в большинстве случаев загрязняют пласт и для восстановления его эксплуатационных характеристик необходимо применять различные варианты физического, химического и механического воздействия. Сохранить естественные свойства природных коллекторов и предотвратить разрушение металла от коррозии возможно по двум направлениям: - применением технических средств и технологий ремонта без предварительного глушения скважин, - использованием жидкостей и технологий глушения с одновременной обработкой призабойной зоны пласта. Распространенными техническими средствами являются клапаны –отсекатели, представляющие собой устройства для перекрытия колонн эксплуатационных или подъемных (НКТ) с целью проведения ремонта вышерасположенного подземного и надземного оборудования без глушения скважин, а также предотвращения фонтанных проявлений в случае нарушения герметичности устья. Для перекрытия обсадных колонн отсекающие клапаны используются только в комплекте пакерного оборудования, представляющие сложные механизмы, отказ которых в работе может привести к значительным осложнениям и авариям в скважинах. Отсекающие устройства для перекрытия лифтовых колонн имеют более простую конструкцию, устанавливаются и заменяются в процессе очередного ремонта. Основное их назначение – перекрытие канала лифтовой колонны для предотвращения фонтанирования. Одновременно могут служить управляемым запорным устройством, используемым при демонтаже устьевого оборудования и извлечении подъемной колонны под давлением. По принципу управления клапаны разделяют на автоматические, срабатывающие при изменении параметров потока и управляемые дистанционно. Автоматические подразделяются на управляемые давлением в скважине и расходом потока. Первые срабатывают при снижении давления на глубине установки клапанов, вторые – при превышении заданного расхода потока. Открытие автоматических клапанов осуществляется инструментом на проволоке или канате и давлением, передаваемым через жидкость в скважине. Открытие управляемых клапанов выполняется сигналами системы управления. По способу соединения с колонной клапаны делят на съемные и стационарные. Первые устанавливаются в посадочные ниппели на колоннах инструментами, спускаемыми на проволоке, вторые – непосредственно на колонне труб и могут быть извлечены только вместе с ней. 24. Обследование и исследование скважин перед ремонтом Исследование и обследование скважин, в основном, сводятся к выявлению или установлению (в зависимости от цели ремонта): - состояния эксплуатационной колонны, - места притока и путей движения посторонних вод, - местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования, - состояния устья и устьевого оборудования, Исследования и обследования проводятся в подготовленной к ремонту скважине, т.е. скважина должна быть заглушена или доступ внутрь скважины обеспечивается иными методами. При выполнении ряда видов ремонта и ремонтных операций фильтровая часть скважины должна быть изолирована. Наиболее надежная изоляция фильтра достигается перекрытием колонны специальными приспособлениями с установкой над ними цементных мостов. Перекрывающие устройства и снаряды спускают в заданный интервал скважины на колонне труб или канатными методами. Обычно представляют собой эластичные пробки-тампоны, изготавливаемые в основном из резины в виде пробки с манжетами, которые впрессовываются заранее в контейнерную трубу и выдавливаются из трубы на заданной глубине. На месте установки пробки-тампоны уплотняются и удерживаются за счёт упругих сил резиновых деталей. В состав устройств, кроме контейнера с тампоном могут быть включены камеры (желонки) с цементным раствором. В перекрывающих устройствах, спускаемых на трубах, тампоны с контейнера и требуемый объём цементного раствора для создания моста выдавливают нагнетанием жидкости в трубы. В перекрывающих устройствах, спускаемых на кабеле, включены механизмы для выталкивания тампонов и цементного раствора в скважину, которые приводится в действие электрическим током. Нормальная эксплуатация скважин возможна при соблюдении определенных требований к устьевому оборудованию, эксплуатационной колонне и пространству за колонной. Устье скважины должно быть герметичным. Если устье оборудовано колонной головкой, герметизирующей кольцевые пространства между обсадными колоннами, а верхний интервал эксплуатационной колонны не зацементирован, проверяют герметичность уплотнения, резьбовых соединений и состояние верхней трубы или патрубка. В случае их замены, необходимо помнить, что эксплуатационная колонна может находиться под определенным натяжением. Если эксплуатационная колонна установлена на хомуты и зацементирована до устья, проверяют наличие пропуска жидкости и газа за колонной и герметичность соединений устьевого оборудования. Фильтрующая часть скважины должна быть без пробок и отложений, без смятия, обеспечить пропуск в нее пластовых флюидов, От устья до фильтрующей части эксплуатационная колонна - канал, соединяющий недра земли с дневной поверхностью, должна быть герметичной, без изменений внутреннего сечения на всей её протяженности. Герметичность колонны определяют способом опрессовки (создания избыточного давления на колонну) или способом снижения уровня в колонне. Эта операция предусматривает предварительную изоляцию фильтровой части колонны (интервал продуктивного горизонта). Колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если при создании избыточного давления перелив жидкости и выделения газа из колонны отсутствует, а давление в течение 30 минут снижается не более установленных параметров (на 0,5 МПа, если давление испытания выше 7 МПа и 0,3 МПа, если ниже 7 МПа). При испытании снижением уровня колонна считается герметичной, если в течение 1 часа не наблюдается перелива жидкости или выделения газа, а уровень жидкости, сниженной до глубины Н за 8 часов наблюдения, не поднимается выше регламентированных величин. Состояние внутреннего канала определяют шаблонами и печатями, которые спускают на колонне труб (бурильных, НКТ), штанг или канатными методами. Инструменты, предназначенные для спуска на трубах, в верхней части имеют присоединительную резьбу и промывочные каналы, а для спуска канатными методами - оснащены соединительными головками. Шаблоны представляют собой металлический цилиндр, диаметр и длина которого соответствует размерам рабочего инструмента или оборудования, спускаемого в обследуемую колонну. Максимальный диаметр шаблона регламентирован в соответствии стандарта труб во избежание заклинивания. Наиболее распространёнными являются шаблоны типа ШС, представляющие насосно-компрессорную трубу диаметром 89 мм. со сменными втулками и патрубками, что позволяет собрать шаблон соответствующего рабочего диаметра и длиной до 7.5м. Для обследования скважин применяют и другие виды шаблонов, собранные из металлических цилиндров, или из нескольких калибрующих узлов, соединенных между собой муфтой. Состояние колонны и фильтровой части скважины, оставшихся в скважине труб, оборудования, упавших предметов устанавливают печатями. Печать— специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт оболочкой из материала, на котором можно получить четкий отпечаток при вдавливании (свинец, битум, сплавы алюминия, резина). Для обследования скважин применяют печати плоские (торцовые), конусные, цилиндрические. По конструкции – трубные, универсальные, гидравлические, взрывные. Пло с к а я печ ат ь (р ис.5 . 1 а) предназначена для определения глубины находящегося в скважине аварийного подземного оборудования, состояния его концов. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати должен быть меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны на 10 – 12 мм. Ко н у с н а я печ а т ь (рис.5.16) предназначена для получения отпечатков стенки колонны, фильтровой части, участков сложных нарушений, трещин и т.п. Взамен свинцовых печатей применяют также печати типа АС, в которых свинец заменён сплавом, состоящим из алюминия 98% и сурьмы 2%. Удар печатью об оставленный предмет производится только один раз. После каждой операции торцевая поверхность печати должна восстанавливаться. Для определения формы и положения верхних торцов, оставленных в скважине предметов используют печать битумную, универсальную, взрывную. Универсальная печать представляет корпус с надетой резиновой подушкой и сменной алюминиевой оболочкой. После подъема печати из скважины алюминиевую оболочку с оттиском снимают и оснащают новой алюминиевой оболочкой для очередного использования. Принцип действия взрывной печати основан на энергии взрыва. Инструмент спускается в скважину на каротажном кабеле и производится посадка печати на исследуемый объект. Подачей электрического тока пороховой заряд воспламеняется и давлением расширяющихся газов печать с большим усилием прижимается к исследуемому объекту, снимая отпечаток. Г и д р а в л и ч е с к а я п е ч а т ь позволяет получить отпечаток на поверхности резинового элемента, соприкасающегося с обсадной колонной (длина резинового элемента 4 м). Печать в скважину спускают на трубах. Нагнетаемая в трубы жидкость через отверстия, просверленные по внутренней трубе, попадает под резиновый элемент, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 1,2 МПа, выдерживают в течение 5 мин. после этого печать поднимают на поверхность Конфигурацию дефектав колонне определяют боковыми печатями по оттиску на подвижных пластинах с поверхностью из слоя пластичного материала. Пластины передвигаются и прижимаются к стенкам трубы гидравлическими поршнями. Одним из новых методов контроля состояния обсадных колонн является использование телеинспекционных систем, в состав комплекса которых входят специальные видеокамеры. Исследования перед ремонтом производят с помощью исследовательских агрегатов (АзИНМАШ - 8, ЗУИС и др.) предназначенных для спуска и подъёма различных приборов с целью определения глубины забоя, уровня жидкости в скважине, пластового давления, температуры, кривизны и других параметров. Основной узел исследовательских агрегатов - глубинная лебёдка, смонтированная на самоходном шасси с приводом от транспортной базы. Полная характеристика состояния скважины исследуется при помощи геофизических методов - гамма каротаж (ГК), нейтронно - гамма каротаж (НГК), гамма – гамма каротаж (ГГК), импульсный нейтрон - нейтронный каротаж (ИННК). Определение места (глубины дефекта в колонне), через которые происходит приток в скважину или утечка жидкости из скважины осуществляют резистивиметрами, электротермометрами, расходомерами. Кроме того, используют способы определения перетекания фотоэлектрический, акустический, путём закачки нефти, продавливанием манжетной пробки. Все указанные технологии определения дефекта в колонне производятся с предварительной изоляцией фильтра. Существуют и другие методы определения места притока или утечки в колоннах и путей движения жидкостей за обсадными колоннами. Определение глубины притока резистивиметром основано на разности солености воды (удельного сопротивления) находящейся в скважине и поступающей из пласта в градусах Боме (°Ве). Т.к. удельное сопротивление пластовой и пресной воды не одинаково, воду в скважине заменяют пресной, соленость которой отличается от поступающей через дефект воды на (2-5) °Ве.. Затем производят контрольный замер. Глубина раздела воды разной солености и будет интервалом дефекта в колонне. Определение глубины притока электротермометром основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением её температуры. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины холодной водой, проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, в месте притока будет отмечена температурная аномалия из-за разности температур воды пластовой и находящейся в скважине. Место дефекта расходомером определяют спуском прибора в скважину после вызова притока. При этом, если прибор находится выше дефекта (притока) в колонне, то регистрируется движение жидкости направленной вверх. Если же прибор расположен ниже дефекта, движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где прибор регистрирует прекращение движения жидкости. Фотоэлектрический способ определения притока заключается в том, что скважину тщательно промывают, затем воду в скважине равномерно окрашивают тёмной анилиновой краской, после чего в скважину спускают прибор - измеритель степени прозрачности воды. Вода, выходящая из дефектов в колонне осветляет воду в скважине, что фиксируется прибором. При акустическом способе определения места притока чувствительными микрофонами регистрируется изменение величины шума по стволу скважины. В интервалах глубин, где колонна исправна, шум не обнаруживается. Место притока - где отмечен максимальный шум, возникающий при движении жидкости. Место значительных утечек жидкости и газа из скважины (5-10 м3/сут) определяют резистивиметром, термометром, расходомером, путём закачки резиновой пробки или нефти и другими способами. Работа термометрами и резистивиметрами для определения утечек, аналогична, как и при определении притока. Дистанционный расходомером утечку регистрируют в процессе закачки воды в разных точках ствола скважины, спуская расходомер сверху - вниз. Находясь выше места повреждения, расходомер регистрирует поток жидкости, направленный вниз по стволу, ниже повреждения - движение не регистрируется. Способ определения места утечки жидкости из скважины с помощью манжетной пробки заключается в том, что на вставленную в колонну пробку-манжету через заливочную головку нагнетают жидкость. После закачки жидкости в объёме равном объёму скважины, замеряют глубину расположения пробки. Эта глубина и будет соответствовать месту дефекта. Если в скважину закачать нефть в объёме скважины, то местом дефекта является глубина нефтераздела, так как избыток нефти, превышающий объём скважины до интервала дефекта, будет задавлен в поглощающий пласт, а ниже дефекта останется вода. Перетекание за колонной определяют методом термометрии после продавливания в скважину холодной воды, которая заполняет пути движения пластовой жидкости. Разница температур регистрируется термометром. Участок понижения температуры соответствует месту движения жидкости, через которую прошла холодная вода. Встречаются дефекты в эксплуатационной колонне, из которых приток посторонней воды не происходит, а утечка жидкости не значительна (0,1-0,5 м3/час) при давлении нагнетания 5-8 МПа. В этих случаях место дефекта определяют последовательно отдельными интервалами с помощью пакера. Пакер на трубах спускают в скважину по интервалам сверху вниз. Обычно первая установка на половине глубины скважины, где определяют герметичность колонны созданием избыточного давления. Если верхняя половина герметична, таким же методом испытывают нижнюю половину колонны. Часть колонны, в которой обнаружены утечки, испытывают отдельными интервалами до определения места дефекта. Определение дефекта с помощью пакера, спускаемого на трубах, занимает значительное время. Ускорение операций и повышение эффективности метода достигается использованием специального инструмента «Устройство для поинтервальной опрессовки колонны» разработанного Альметьевским УПНП и КРС (Патент РФ № 144606). Это устройство (рис.5.3) позволяет многократно уменьшать затраты времени и средств по сравнению со спуском пакера на трубах. Интервал нарушения определяют путем многократной посадки пакера без извлечения его на поверхность. Временно перекрывая ствол скважины, получают объективную информацию о состоянии колонн от устья до интервала перфорации, а также приемистости отдельных пластов. Устройство включает три основных узла - электропривод, пакер и клапан для выравнивания давления. Спускают его в скважину в заданный интервал на кабеле 20 геофизическим подъемником ПКС-3,5. При спуске и подъеме жидкость перетекает через устройство по отверстиям 17 и 18, что исключает образование поршневого эффекта и обеспечивает выравнивание давления в пространстве над- и под пакером. По достижению заданного интервала по кабелю подаётся ток на электродвигатель 2 Вращающий момент от электродвигателя через редуктор передаётся на винтовую пару. Осевое усилие от винта перемещает вверх плашки 16, расположенные на конусе 15 и закрепляет на стенках колонны. Конус перемещается вниз, резиновый уплотнительный элемент пакера 12 деформируется в поперечном направлении и перекрывает ствол скважины, а уплотнительные кольца 5 перекрывают отверстия, через которые перетекает жидкость в устройстве. С устья скважины насосным агрегатом создается в колоне над пакером избыточное давление (8 -15 МПа). Пакер освобождается подачей на электродвигатель по кабелю тока обратной полярности, соответственно все узлы и детали работают в обратном направлении, чем при посадке. Время срыва занимает 3-5 минут. Освобожденный пакер извлекают из скважины. Если колонна не герметична, для определения места нарушения пакер сажаем выше, снова создают давление в колонне в пространстве над пакером. Таким образом, по интервалам испытывая колонну, определяют место нарушения с точностью до 0-5 метра, чего нельзя добиться другими методами исследования. |