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.
|
|
36.Технологии ремонта с использованием непрерывной колонны гибких труб и их развитиие Колтюбинг-основ. на применении гибких непрерывных труб. «+» исключ. глушения скв; исключ. необходим. подъема ГНО при ремонте ч/з межтрубн. пространство; сокрощение времени СПО; возможность доступа в горизонт., многозаб. скв. «-»невозм. вращения колонны; недост. жесткость;огран. размера барабана; ни зкая маневренность агрегатов. Установка М1002ФИД состоит: инжектор- устр-во, позвол. создавать осевые усилия для перемещения колонны ГТ и направлять их в скважину; Напр. желоб-предназн. для плавн. направления гибкой трубы с барабаном в устройство инжектор;Барабан с колонной ГТ предназн. для хранения КГТ;Укладчик КГТ-для обеспечения правильн. намотки;Гидрокранманипулятор-для монтажа оборудования на устье скважины;Насосный блок-для перекачки технолог. жидкости с вертлюжн. соед. на барабане; Основные требования:спуск и подъем только при циркуляции жидкости; возможна только прямая циркуляция, ч/з колонну ГТ; при выполнении СПО с КГТ процесс спуска сопровожд. периодом. подъемом колонны ГТ, чтобы исключить прихват. Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, следующими факторами: - к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема; - обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей. Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно, повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего, это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин. Правила выполнения ремонта с колонной ГТ Спуск-подъем гибкой трубы в скважину со всеми видами инструмента и оборудования производится при прямой циркуляции рабочей жидкости (обратная циркуляция через гибкую трубу запрещена). В ряде случаев (геофизические исследования, спуск перфораторов, отдельные виды специального инструмента и специального оборудования) спуск-подъем гибкой трубы может проводиться без циркуляции рабочей жидкости по специальному плану на ремонт скважины. 1.Ремонт скважины установкой «Гибкая труба» начинается с первичного спуска-подъема пера до глубины, указанной в плане работ. 2.Перед спуском в скважину геофизических приборов, НКТ и эксплуатационная колонна ниже воронки НКТ должны быть прошаблонированы шаблоном, длиной не менее длины геофизического прибора, диаметром на 10мм больше диаметра геофизического прибора. При наличии в скважине подвески НКТ-60мм, диаметре геофизического прибора 42мм, допускается проведение шаблонирования НКТ шаблоном диаметром не менее 48мм. Перед спуском в скважину забойных двигателей, пакеров, перфораторов, гидравлических и механических яссов, гидрожелонок, овершотов, другого ловильного инструмента и оборудования, провести шаблонировку НКТ шаблоном, длиной не менее длины спускаемого инструмента или оборудования, диаметром на 2мм больше диаметра спускаемого инструмента или оборудования. 3.Скорость спуска-подъема гибкой трубы перед выходом из воронки НКТ и входом в воронку НКТ должна быть снижена до 0,5 м/минуту за 20 метров до воронки. •Скорость спуска гибкой трубы с печатью, забойным двигателем, всеми видами ловильного инструмента должна быть снижена до 0,5 м/минуту за 20 метров до «головы» аварийного инструмента, оборудования, цементного моста, места нарушения эксплуатационной колонны, НКТ, жесткой посадки пера, и т.п. •Скорость спуска гибкой трубы при промывке забоя от песка, асфальто-парафиновых и прочих отложений в интервале за 10 метров от текущего забоя до искусственного (за 10 метров от верхних дыр интервала перфорации до искусственного забоя, если в план-заказе не указан текущий забой) не должна превышать 2 м/минуту. При первичном спуске пера, спуске шаблона, через каждые 100 метров спуска производится контрольный подъем гибкой трубы на высоту не менее 20 метров, со скоростью подъема 5 м/минуту. При промывках гидратно-парафиновых пробок, промывке лифта НКТ от парафинистых отложений, через каждые 20 метров промывке производится контрольный подъем гибкой трубы на высоту не менее 10 метров со скоростью подъема 5 м/минуту. При промывке гидратной пробки скорость спуска «пера» в интервале промывки 0,5 м/минуту. При промывке парафиновых отложений скорость спуска пера в интервале промывки 2,0 м/минуту. Скорость подъема пера в интервале промывки 9,5 м/минуту Первичный спуск пера проводится со скоростью 15 м/минуту, подъем – 17 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 11 м/минуту, подъема – 13 м/минуту. Спуск шаблона проводится со скоростью 14 м/минуту, подъем – 17 м/минуту. В интервале ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 9 м/минуту, подъема – 12 м/минуту. Повторный спуск пера, спуск печати проводится со скоростью 19 м/минуту, подъем – 20 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитным углом 60 и более градусов скорость спуска – 13 м/минуту, подъема – 15 м/минуту. Спуск забойного двигателя, компоновки ловильного инструмента, пакера, другого инструмента и оборудования проводится со скоростью 15 м/минуту, подъем – 18 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитными углами 60 и более градусов скорость спуска – 10 м/минуту, подъема – 13 м/минуту. •Спуск прибора до интервала исследований проводится со скоростью 10 м/минуту, подъем – 13 м/минуту. В интервалах ствола скважины с зенитным углом 60 и более градусов скорость спуска – 8 м/минуту, подъема – 10 м/минуту. •При промывке горизонтального участка скважины скорость спуска - 2 м/минуту, через каждые 10 метров спуска производится контрольный подъем гибкой трубы на 10 метров. Скорость подъема в горизонтальном участке - 5 м/минуту, за 20 метров до начала хвостовика колонны скорость подъема – 2 м/минуту. При работе в горизонтальном участке специальными насадками и специальным оборудованием скорость спуска и подъема указывается дополнительно в плане работ. 37.Технологии ремонта при избыточном давлении на устье скважины депрессией на продуктивный пласт, колтюбинг основные преимущества Под колтюбингом понимают специальную установку, предназначенную для проведения технологических операций при капитальном и подземном ремонтах скважин, а также для бурения нефтяных и газовых скважин различных конструкций и профилей с использованием колонны гибких труб. Колтюбинг, как одно из перспективных направлений специализированного оборудования нефтегазодобывающей промышленности, основан на использовании гибких непрерывных труб, которые заменяют традиционные сборные колонны труб при работах внутри скважин. Такие трубы благодаря своей гибкости способны с легкостью предоставить доступ в боковые и горизонтальные стволы скважин. Основным преимуществом использования этой технологии является значительное уменьшение продолжительности проведения технологических процессов, связанных с свинчиванием / развинчиванием колонны труб при спуско-подъемных операциях. Оборудование установки колтюбинга смонтировано на шасси автомобиля или автомобильном полуприцепе. В состав оборудования входят, кроме колонны гибких труб, инжектор и лубрикатор, блок превенторов, которые во время работы монтируют на устье скважины [2]. Колтюбинговые установки могут работать без глушения скважины с герметизацией устья до давления 70 МПа. Это позволяет избежать репрессии давления на пласт при ремонте скважин и, как следствие, уменьшить или вообще избавиться загрязнения призабойной зоны пласта технологическими жидкостями. Применять колтюбинг начали для осуществления простых операций при проведении подземных ремонтов скважин — очистке колонны труб и забоев от песчаных пробок. При внедрении данной технологии использовали колонну гибких труб с внешним диаметром 19 мм. Сейчас созданы буровые установки, работающие с колоннами диаметром 114,3 мм. Традиционно используют гибкие трубы маленького (19–31,75 мм), среднего (31,75–44 мм) и большого (44–114,3 мм) диаметров, с помощью которых можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. К операциям с использованием колтюбинговых технологий относятся следующие: вызов притока снижением уровня в скважине, газлифтная эксплуатация скважин, удаление жидкости из газовых скважин, эксплуатация скважин через гибкие трубы, удаление пробок различной плотности, кислотные обработки призабойной зоны пласта, селективное действие на пласт, гидравлический разрыв пласта, перфорация скважины, установки гравийных фильтров, разбуривания твердых отложений (цемента, фрезерования и т. д.), обрезание НКТ и обсадных колонн, бурение бокового столба, бурение скважины (на депрессии и сбалансированное), цементировочные работы, глушения скважины, ремонт наклонно-направленных, горизонтальных скважин, геофизические исследования. Гибкие трубы изготавливаются на трубопрокатном состоянии с одним продольным швом, выполненным с помощью высокочастотной сварки без добавления присадочного металла. Сварка ведется автоматами в среде инертного газа. С помощью роликовых механизмов с плоской ленты формируется круглая труба, готова к сварке. Края трубы, подлежащих сварке, механически стыкуются, а тепло для сварки образуется за счет сопротивления протекания электрического тока. После сварки внешняя поверхность очищается, сглаживается и сварной шов отжигают. Трубу охлаждают на воздухе, а затем в водяной бане перед неразрушающим контролем. Проверка обычно осуществляется с помощью вихретокового устройства. Калибровка конечного диаметра выполняется при формировании трубы с учетом некоторого уменьшения диаметра после сварки. В это время труба подвергается термообработке по всему телу трубы для «снятия стресса» и повышения пластической стали. Конечный продукт высокопрочной трубой с пластичностью, гибкостью и другими свойствами, которые удовлетворяют условия эксплуатации. Последним этапом является намотки трубы на барабан и испытания давлением. При использовании на практике колтюбинга по сравнению с традиционным капитальным ремонтом газовых и нефтяных скважин выявлен ряд преимуществ. К ним относятся: – обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения скважинных операций; – возможность осуществления работ в газовых и нефтяных скважинах без их предварительного глушения; – отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб; – безопасность проведения спускоподъемных операций; – оптимизация условий труда работников бригад капитального ремонта при исполнении всего комплекса операций; – уменьшение времени на спуск и подъем скважинного оборудования на проектную глубину; – обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнение операций капитального ремонта в горизонтальных и очень покосившихся скважинах; – соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в том числе за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными; – существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как во время ремонта, так и при проведении буровых работ. Таким образом проведение операций колтюбинговыми установками принесло значительное облегчение и увеличило спектр работ по подземному ремонту скважин. Это перспективное оборудование, развивается и найдет себе применение и в других сложных работах на скважинах. 38.Цель назначение и последовательность выполнения промывок скважин. Виды промывок Требование регламентов для обеспечения промывок ствола скважины. Процесс промывки скважины может осуществляться с целью: -ликвидации песчаных пробок в скважине; -вымывания продуктов реакции после обработки эксплуатационной колонны и призабойной зоны скважины; -удаления скопившейся на забое скважины углеводородной эмульсии, частиц цементного камня, АСПО, продуктов коррозии, а также после прострелочно-взрывных работ и обработки внутренней поверхности эксплуатационной колонны скребком. Необходимость промывки на каждом этапе ремонта скважины должна определяться индивидуально для каждой скважины с учетом геолого – технических условий скважины и характера предшествующих и предстоящих работ. Низ колонны НКТ при промывке может быть оборудован по-разному в зависимости от других предусмотренных последующих процессов. При ликвидации песчаных пробок, удалении продуктов реакции, частиц цемента, грязи и других твердых частиц низ колонны оборудуется «пером», «пером- воронкой», воронкой или муфтой и т.д. Оборудование устья скважины при промывке зависит от того, необходимо наращивание колонны труб или нет. При необходимости наращивания устье скважины оборудуется промывочным сальником, и промывка осуществляется через вертлюг с допуском колонны НКТ до забоя: -при промывке скважины после подъема внутрискважинного эксплуатационного оборудования; -при удалении песка с забоя скважины, засыпанного для перекрытия интервала перфорации; -при ликвидации песчаных пробок; -при удалении скопившейся на забое шлама, частиц цемента и других твердых частиц после проведения в скважине ремонтных работ. Если в наращивании колонны промывочных труб нет необходимости, промывка осуществляется через фланец-планшайбу с центральной задвижкой или краном высокого давления. Промывочная линия присоединяется к центральной (прямая промывка) или затрубной задвижке (обратная промывка) и промывка осуществляется с закачкой жидкости в НКТ или межтрубное пространство: -при замене скважинной жидкости на другую жидкость; -при промывке ствола скважины растворителями с целью очистки стенок колонны НКТ от АСПО; -при промывке ствола скважины от продуктов реагирования после обработки призабойной зоны пласта кислотными растворителями, когда не требуется установка точного забоя. Выходящая из скважины жидкость направляется для осаждения твердых частиц в желобную систему. Промывка скважины осуществляется с использованием спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб. Различают прямую, обратную и комбинированную промывку. Прямая промывка – когда промывочная жидкость закачивается в НКТ, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся жидкостью через затрубное пространство. Прямая промывка способствует лучшему размыву шлама, песчаных и др. пробок за счет струи жидкости, выходящей из промывочных труб. Обратная промывка – когда промывочная жидкость закачивается в затрубное пространство, а размытые твердые частицы цементного шлама, песка, окалины и т.д. выносятся через промывочные трубы. За счет меньшего сечения в них создаются бόльшие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос размытого шлама гораздо меньшим объемом промывочной жидкости, чем при прямой промывке. Однако при проведении обратной промывки должны предъявляться повышенные требования к герметичности промывочного сальника, т.к. обратная промывка производится при более высоких давлениях закачки промысловой жидкости, чем при прямой промывке. Комбинированная промывка объединяет достоинства прямой и обратной промывок, т.е. после размыва пробки прямой промывкой с допуском до твердого забоя обратной промывкой размытый шлам выносится на поверхность. Основной недостаток комбинированной промывки – необходимость остановки процесса для переключения с прямой промывки на обратную, что в некоторых случаях может привести к прихвату. Перед промывкой проверяются промывочная техника, подъемный существующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ. Нагнетательная линия от насоса до устья опрессовывается на полуторократное рабочее давление, предусмотренное планом работ. При промывке забоя колонна НКТ должна быть спущена до глубины на 10-20 м выше текущего или обследованного забоя печатью, ГК, ЛМ. Опрессовать НКТ на полуторократное рабочее давление, указанное в плане работ и вызвать циркуляцию технологической жидкостью глушения. Дальнейший спуск производить после восстановления циркуляции. Восстанавливать циркуляцию следует после каждого наращивания. Во избежание погружения конца промывочных труб в песчаную пробку или другие отложения при очередном их наращивании длина рабочей трубы должна быть на 2-3 м больше длины любой наращиваемой трубы. Для промывки скважин как добывающих, так и нагнетательных, необходимо использовать технологическую жидкость того же состава и плотности, что и при глушении данной скважины с добавлением Мл-81Б, т.к. Мл-81Б, кроме сохранения коллекторских свойств пласта, обладает моющими свойствами. При прекращении подачи жидкости по какой-либо причине до завершения операции промывки необходимо немедленно приподнять трубы на 70-100 м и принять срочные меры к возобновлению промывки. При первых признаках нефтегазоводопроявления необходимо прекратить промывку скважины и загерметизировать устье. При промежуточной промывке процесс должен продолжаться до достижения текущего забоя с разгрузкой колонны НКТ до 0,5-1,0 т при наличии циркуляции жидкости через желобную систему не менее полутора объема скважины; при конечной промывке – два объема эксплуатационной колонны. При этом первый цикл промывки, т.е. циркуляция жидкости в объеме не менее одного объема эксплуатационной колонны, осуществляется через желобную систему. Во втором цикле промывки осуществляется замена промывочной жидкости в объеме скважины на «свежую» жидкость. При промывке нагнетательных скважин допускается применение воды из водовода с обязательным сливом до чистой воды при сохранении условия Рстат. > Рпл. При применении этой воды и вывозом не менее 8 м3 отстоявшейся грязи. |