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.
|
|
49.Нарушение цементного кольца и исправление. Основные причины нарушения герметичности цементного кольца: - Несоответствующее (низкое) качество строительства скважин - Несоответствие систем разработки фактической конструкции скважины - Избыточное давление нагнетаемой воды - Нагрузки при снижении уровня для вызова притока - Бурение цементных мостов - Нагнетание агрессивных реагентов для ОПЗ и МУН Исправление Эффективность исправления зависит от степени достоверности сведений о характере и размерах нарушений. Работы по исправлению негерметичности сводятся к перекрытию в нем каналов и трещин раствором изоляционных материалов , который в нарушение нагнетают одним из способов цементирования под давлением через существующий интервал перфорации , дефект в колонне, специальные отверстия используя пакер или без него. 50.Современные тампонажные материалы, условия их применения и эффективность данных работ. Тампонирующие отверждающие материалы (смолы, цемент): - для отключения пластов методом тампонирования - для ликвидации заколонной циркуляции и устранения негерметичности эксплуатационной колонны - для докрепления гелеобразующих составов при отключении водных интервалов пласта Тампонирующие гелеобразные составы: - для селективной изоляции - снижение поглотительной способности объекта изоляции при работах по ликвидации заколонной циркуляции и устранения негерметичности эксплуатационной колонны - для снижения депрессии на цементное кольцо после РИР Осадкообразующие: - осадок растворим в нефти и не растворим в воде - материалы образуют осадок и закупоривают поровое пространство только при контакте с пластовой водой Гелеобразующие составы: - гели на основе полиакриламида со с шивателем - полимер дисперсные составы - кремнийорганические составы - жидкое стекло 51.Порядок проведения тампонажных работ. Принцип технологического процесса заключается в том, что промежутки между стенкой и колонной труб заполняются вяжущим составом. Сам тампонаж производят на глубине, где проходит нижний водоносный горизонт. Существует несколько способов цементирования скважин. Наиболее эффективным из них считают метод обратного тампонирования. При его выполнении на нижнем уровне колонны, который будет подвергнут блокировке, устанавливают пробку с каналом, перекрытым диафрагмой. Вслед за закачкой тампонажной смеси ее открывают и заливают продавливающее жидкое вещество. Под высоким давлением цементный субстрат вместе с нижней заглушкой углубляется вниз. Одновременно происходит выталкивание буровой жидкости. При соприкосновении нижней пробки с упорным кольцом наблюдается резкое усиление давления. Под воздействием этого перемычка разрушается, и цемент протекает в затрубные полости. Время застывания цементного столба обусловлено составом вяжущей смеси и видом забоя. Эксплуатационная шахта будет готова через 24 часа, забой с кондукторной трубой – спустя 16 часов. Спустя сутки после окончания работ в ствол опускают электрический термометр. По смене температур определяют высоту подъема раствора. Для проверки ствола на непроницаемость в него закачивают воду под давлением, которое на 20% превышает расчетный показатель. В том случае, если спустя 30 минут он понизится не более чем на 0,5 МПа и при этом не произойдет выделения газа и слива воды, скважину признают герметичной. 52.Причины образования бездействующего фонда скважин и направление работ для его сокращения. При снижении дебита до нерентабельного скважину переводят в фонд бездействующих. -сложные аварии с оборудованием -нарушения ствола скважины -существенное изменение параметров эксплуатационного объекта -затруднения в процессе регулирования Сокращение фонда путем: - ввод новых скв. из бурения - ввод бездействующих скв. - повышение производительности рабочих скв. - повышение коэффициента извлечения эксплуатируемых пластов 53.Восстановление скважин бездействующего фонда строительством новых дополнительных стволов Подготовительные работы: Монтаж бурового оборудования, установка агрегатов и трубопроводов для бурения Изоляционные работы Промывка и очистка скрепером стенки э/к Шаблонирование и опрессовка Вырезание участка эксплуатационной колонны: Спуск клина отклонителя и крпеление его с помощью сухаря с учетом азимута Оконной фрезой вырезается окно на 3м. Углубление компоновки на 5-8 м. Чистка забоя от металлических частиц магнитом Бурение бокового ствола: Собирается компоновка с долотом, двигателем с углом перекоса, телеметрия Зарезка бокового ствола в режиме ограниченной нагрузки Замер кривизны с исп. Телеметрии Ориентация бокового ствола по азимуту За 20 м. до кровли пласта переводят на буровой раствор По достижении забоя спускают и крепят эксплуатационный хвостовик (обсадные трубы, башмак, обратные клапаны, стоп патрубок, центрирующие фонари, воронка разъеденитель) После спуска готовят цементный раствор и подают в хвостовик через башмак заполняется пр-во между скважиной и обсадной колонной, продавка пробки в стоп патрубок и из-за скачка давления закрываются обратные клапана, транспортировочная колонна отсоединяется и приподнимается, производится промывка. 54.Аварийно-восстановительные работы в эксплуатационных колоннах Аварийно-восстановительные работы в эксплуатационных колоннах это один из видов капитального ремонта. По сравнению с другими видами отличаются многообразием выполняемых работ. Работы заключаются в освобождении ствола скважины от труб, штанг, пакеров, упавших плашек, сухарей, технологических приборов прихваченных или оставшихся во время технологических процессов и ремонтных операций. 55.Характеристика аварий и причины их возникновения. Классификация Характеристика аварий: - Фонтанные и газлифтные скв.: прихват НКТ и пакеров, особенно в скв. выносящих песок - В скв. с содержанием парафина происходят прихваты из-за его скопления в межтрубном пространстве или в подъемных трубах - Ликвидация аварий с прихваченным пакером может быть причиной обрыва подъемных труб - Скважинные приборы для исследования пласта и перфорации во время подъема их могут заклинить - В скв. с ШГН характерен обрыв и падение НКТ из-за коррозии и трения штангами. Заклинивание плунжера и обрыв штанг. - В скв. с ЭЦН происходит обрыв НКТ, обрыв кабеля, поломка соед. компенсатора, насоса, протектора. - В нагнетательной скважине прихват НКТ с пакером и без, поломка и падение НКТ с пакером и без. Основная причина- вибрация с амплитудами. Причины аварий: а) вина исполнителей: - несоответствие инженерного обслуживания - использование неисправного оборудования и инструмента - низкая дисциплина - недостаточная квалификация персонала б) несвоевременные профилактические работы в скважине: - нарушение графиков текущего ремонта и низкое их качество - нарушение графиков планово-предупредительных ремонтов оборудования и инструментов в) неисправность инструментов: - некачественный ремонт и подготовка к работе - несоответствие условиям работы - заводской брак -конструктивный недостаток 56.Инструменты и оборудование для устранения аварий на скважинах Захватные устройства (врезные, плашечные, прочие): - колокол: накручивается сверху, правая резьба для колонны, левая для части колонны - метчики: для нанесения внутренней резьбы - труболовки: внутренние и наружние, освобождающиеся и нет - овершоты: применяют если уверены что аварийные трубы не прихвачены - штанголовители: для ловли и извлечения глубинных насосов штанг всех размеров - комплекс ловителей для ЭЦН: состоит из 5 ловителей (ловитель кабеля, корпуса ЭЦН, фланца ЭЦН, вала от ЭЦН, паук механический для металлических обломков) - ловильные удочки - центрирующие приспособления: для взаимной ориентации в скважине ловильного инструмента и ловимого объекта - погружные гидродомкраты - гидравлические ясы для предотвращения прихвата бурового инструмента - металлошламоуловители 57. ТЕХНОЛОГИИ СНИЖЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ Замена бурового раствора на воду Операции по замене бурового раствора на воду осуществляют с помощью цементировочных агрегатов. Перед началом работ обвязку агрегатов опрессовывают полуторократным ожидаемым давлением. Трубопроводы, предназначенные на сброс, закрепляют анкерами. Замену бурового раствора на воду осуществляют по схеме обратной ромывки, при которой значительно лучше условия выноса механических взвесей и сокращается время работы агрегатов при повышенных давлениях. Замена бурового раствора на воду может быть ступенчатой и прямой. Ступенчатая предусматривает замену тяжелого бурового раствора на более легкий, а затем на воду. Ее следует применять при ожидаемом давлении нагнетания выше давления опрессовки колонн. При замене в скважине на воду утяжеленного бурового раствора, между водой и утяжеленным раствором располагают глинистый раствор без утяжелителя. Это мероприятие направлено на предупреждение выпадения утяжелителя из раствора. Закачка воды в скважину с целью замещения бурового раствора проводится до появления на устье чистой воды. Объем закачиваемой воды не менее 1,5 объемов колонны. При отсутствии фонтанного притока после непродолжительной (20-30 мин.) остановки в затрубное пространство закачивают воду в объеме НКТ плюс 1-2 м3 и наблюдают за выходом "забойной" пачки. При наличии большого числа механических взвесей операции следует повторить. При замене бурового раствора на воду возможно поглощение бурового раствора или интенсивный выход жидкости из скважины. Первое устраняют уменьшением расхода на агрегатах, второе - установкой на выкидных трубопроводах штуцирующих устройств. Диаметр штуцера выбирают, исходя из расхода и давления на агрегатах. После замены бурового раствора на воду (если это не оговорено планом) наблюдают за поведением скважины в течение 6-8 часов. При этом за счет нагревания воды и выделения из нее газа может быть незначительный перелив, который уменьшается во времени. Перелив за счет работы пласта более интенсивен и стабилен. Наблюдая за притоком из скважины, периодически замеряют дебит ее, при незначительных переливах с помощью сосуда, объем которого выверен, а при значительных - в емкостях. Результаты замеров заносят в вахтовой журнал. Снижение уровня в скважине Снижение уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скваживе задается и указывается в плане работ на испытание скважины. Вытеснение жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек. 58. СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ Вызов притока с помощью воздушной подушки Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине в результате использования энергии сжатого воздуха. Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством с помощью устьевого оборудования. В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Нв.п. Потом компрессор отключают и с помощью цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Нв. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины. Вызов притока с использованием пусковых клапанов Приток в скважину достигается путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. На колонне НКТ в предварительно рассчитанных местах размещают специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из затрубного пространства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном. В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, с помощью канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана. Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости. Поинтервальное снижение уровня в скважине В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750 - 800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то доопускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта. В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м3/мин) время продувки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине. Указанный способ постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: • во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; • пусковые давления, возникающие перед продувкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; • скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий. В связи с этим такой способ применяют крайне редко. Снижение уровня в скважине поршневанием (свабирование) Уровень жидкости в скважине снижают с помощью специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате с помощью лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100 - 300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения притока пластового флюида. Применение газообразных агентов Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития метода снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечивать быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др. Сначала в качестве газообразных агентов повсеместно применяли воздух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серьезные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессоров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления. Основная причина аварий - нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий - результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Аварии возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока - закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением. Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство в целях исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня. Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в скважину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуникациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины. Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обусловливаются применением некачественного компрессорного масла, нарушением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также недостатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотделителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически полное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется. Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасных методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора. Опыт объединения «Укрнефть» показывает, что технические и технологические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помощью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и технологического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом установка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортирования и газификации жидкого азота. Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температурах окружающего воздуха от -30 до +50°С. Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах. Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агентов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин. Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом. Снижение уровня в условиях аномально низкого пластового давления Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовыми давлениями ниже гидростатического на 14 - 15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли. Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особые технологические приемы, при которых повышение уровня в скважине не вызовет повышения давления на забой. Рассмотрим технологическую схему вызову притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (I) предусмотрено использование пакера. Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны. Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40 - 50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапаны. Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать. Второй схемой (II) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер. Низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапаны. Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт. |