Технология текущего и капитального ремонта скважин. Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин

• Название: Основы технологии подземного и капитального ремонта скважин
• Анкор: Технология текущего и капитального ремонта скважин
• Дата: 14.05.2022
• Размер: 391.38 Kb.
• Имя файла: Технология текущего и капитального ремонта скважин.docx
• Тип: Документы; #529178
• страница: 7 из 13

Устранение негерметичности обсадной колонны

Тампонирование

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

• 
  Останавливают и глушат скважину.
  
• 
  Проводят исследования скважины.
  
• 
  Проводят обследование обсадной колонны.
  
• 
  Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.
  
• 
  Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.
  
• 
  В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.
  

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

• 
  В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.
  
• 
  Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.
  

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала ис- пользуют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предпо- лагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих ма- териалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если:

• 
  замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;
  
• 
  зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.
  

При наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят пос- ледовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

• 
  При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
  
• 
  При приемистости 0,5 м³/(ч • МПа) в качестве тампонажного материала используют полимер- ные материалы.
  

При тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от

40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее

3 м над дефектом.

Перекрытие дефекта обсадной колонны трубами меньшего диаметра производят в случаях, если:

• 
  замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна;
  
• 
  метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны;
  
• 
  обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экономически нецелесообразно;
  
• 
  по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны.
  

Оценкакачестваработы:

• 
  При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать;
  
• 
  качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины;
  
• 
  при определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважин.
  

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7- 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматривается следующая последовательность операций:

• 
  После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
  
• 
  Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.
  
• 
  При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъ- емностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
  
• 
  Производят гидроиспытания труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
  
• 
  Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:
  
  • 
    геофизическими методами — интервал нарушения;
    
  • 
    поинтервальным гидроиспытанием с применением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;
    
  • 
    боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.
    
  • 
    Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком типа СГМ
    
• 
  Производят шаблонирование обсадной колонны:
  
  • 
    в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400
    

мм;

• 
  в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400
  

мм;

• 
  для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, мо- жет быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.
  
• 
  Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью из- мерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
  

Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев исполь- зуются пластыри стандартной длины (9 м), при необходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно- гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

• 
  на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;
  
• 
  дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
  
• 
  соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря;
  
• 
  приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;
  
• 
  не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повторяют;
  
• 
  поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.
  

Оценку качества работ производят в соответствии с требованиями действующей инструкции.