ответы. Вопросы для промежуточного контроля Воды нефтяных месторождений. Виды и условия залегания

• Название: Вопросы для промежуточного контроля Воды нефтяных месторождений. Виды и условия залегания
• Дата: 13.05.2021
• Размер: 53.68 Kb.
• Имя файла: ответы.docx
• Тип: Документы; #204760
• страница: 2 из 3

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ВОДОПРИТОКАМИ

Борьба с водопритоками включает в себя как профилактические методы, направленные на предупреждение водопритоков, так и технологии их ликвидации.

Профилактика водопритоков может проводиться как на стадии бурения, так и при эксплуатации скважин.

Методы предупреждения водопритока подразделяются на химические и технологические. Химические методы предполагают соответствие используемого тампонажного раствора минералогическому составу пород для надежного сцепления раствора с породой, а также обязательное использование буферных составов перед закачиванием тампонажного раствора.

12. 
    Операции, проводимые при исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом.
    

Исправление негерметичности цементного кольца. Последовательность работ:

Производят глушение скважины

Оборудуют устье скважины с учетом возмож­ности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

Поднимают НКТ и скважинное оборудование

Проводят комплекс геофизических и гидро­динамических исследований.

Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направле­ние движения потока, а также степень отдачи плас­том поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

   величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

  глубину расположения центраторов и других эле­ментов технологической оснастки обсадной колонны;

температуру и пластовое давление;

• 
  тип горных пород;
  
• 
  давление  гидроразрыва;
  
• 
  дебит скважины;
  
  • 
    содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;
    
• 
  химический состав изолируемого флюида.
  

Проверяют скважину на заполнение и опре­деляют приемистость дефектной части крепи при ус­тановившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в усло­виях ожидаемых температуры и давления. Время нача­ла загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности тех­нологического процесса.

При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного над продуктивным пла­стом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в ин­тервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной проб­кой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через экс­плуатационный фильтр, то его перекрывают песча­ной пробкой из расчета, что 1 м верхней части филь­тра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак зали­вочной колонны в зависимости от приемистости объек­та:

• 
  при приемистости  1.5 м³/(ч ·МПа) – на 20 м выше спецотверстий;
  
• 
  при приемистости менее 1,5 м³/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.
  

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

   при приемистости скважины до 2 м^з/(ч•МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

       при приемистости более 2 м³/(ч • МПа) предва­рительно снижают интенсивность поглощения с при­менением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного ниже эксплуатацион­ного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфораци­онные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационногообъекта, башмак НКТ устанавли­вают на 1,0—1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ об­ратной промывкой, поднимают НКТ на 50—100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

Наращивание цементного кольца за обсадной колонной

1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании;

2) наличие и интенсивность поглощения в процес­се буренияскважины;

Останавливают скважину и определяют ди­намику восстановления давления в межколонном про­странстве.

Производят глушение скважины.

Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100—200 м ниже расположения цемент­ного кольца за обсадной колонной.

Устанавливают цементный мост над интер­валом перфорации и по истечении срока ОЗЦ прове­ряют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой.

При наличии зон поглощений проводят изо­ляционные работы для снижения их интенсивности.

Выбирают тип тампонажного материала в за­висимости от интенсивности поглощения с учетом гео­лого-технических и температурных условий. В скважи­нах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы.

При прямом тампонировании через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне простреливают отверстия, промывают скважину до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора, закачивают расчетный объем тампонажного раствора, поднимают НКТ на 50-100 м и оставляют скважину на ОЗЦ. Определяют верхнюю границу цементного кольца за обсадной колонной. Разбуривают цементный стакан в обсадной колонне и проверяют ее на герметичность.

Обратное тампонирование применяют в случаях, когда над наращиваемым цементным коль­цом находится интенсивно поглощающий пласт. Тампонажный раствор с закупоривающими наполните­лями закачивают в заколонное пространство с устья.

Комбинированное тампонирование при­меняют в случаях, когда перед прямым тампониро­ванием не удается восстановить циркуляцию из-за на­личия в разрезе одной или нескольких зон поглоще­ний. Первую порцию тампонажного раствора закачивают прямым способом через отверстия, а вто­рую — обратным.

В случае если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спецотверстий, про­изводят дальнейшие работы по ликвидации негерме­тичности с применением стальных гофрированных пластырей.

13. 
    Операции, проводимые при исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта).
    

Производят глушение скважины

· Оборудуют устье скважины с учетом возмож­ности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

· Поднимают НКТ и скважинное оборудование

· Проводят комплекс геофизических и гидро­динамических исследований.

· Определяют приемистость флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве и направле­ние движения потока, а также степень отдачи плас­том поглощенной жидкости.

Анализируют геолого-технические характеристики пласта и работу скважины:

·         величину кривизны и кавернозности ствола скважина;

·         глубину расположения центраторов и других эле­ментов технологической оснастки обсадной колонны;

·         температуру и пластовое давление;

·         тип горных пород;

·         давление  гидроразрыва;

·         дебит скважины;

·         содержание и гранулометрический состав механических примесей в продукции;

·         химический состав изолируемого флюида.

Проверяют скважину на заполнение и опре­деляют приемистость дефектной части крепи при ус­тановившемся режиме подачи жидкости.

Производят оценку объема отдаваемой пластом жидкости.

  За 3-5 суток до осуществления работ проводят лабораторный анализ тампонажного состава в усло­виях ожидаемых температуры и давления. Время нача­ла загустевания тампонажного состава должно быть не менее 75 % от расчетной продолжительности тех­нологического процесса.

При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного над продуктивным пла­стом, проводят дополнительные подготовительные операции.

Создают спецотверстия на участке высотой 1 м (5-10 отверстий) над эксплуатационным фильтром против плотных пород.

Перекрывают интервал перфорации (в ин­тервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины высотой 1 м над песчаной проб­кой или взрыв-пакером типа ВП, устанавливаемым на 2-3 м выше верхних перфорационных отверстий, но не менее чем на 2 м ниже спецотверстий.

Если тампонирование проводят через экс­плуатационный фильтр, то его перекрывают песча­ной пробкой из расчета, что 1 м верхней части филь­тра остается неперекрытым.

Замеряют глубину установки песчаной пробки (взрыв-пакера).

Определяют приемистость изолируемого объекта.

Спускают и устанавливают башмак зали­вочной колонны в зависимости от приемистости объек­та:

·         при приемистости  1.5 м³/(ч · МПа) – на 20 м выше спецотверстий;

·         при приемистости менее 1,5 м³/ (ч • МПа) — на 1,0-1,5 м ниже спецотверстий.

Производят гидроиспытание колонны НКТ и пакера.

Приготавливают, закачивают и продавливают тампонажный раствор в заданный интервал:

·         при приемистости скважины до 2 м^з/(ч•МПа) применяют цементный раствор или его комбинацию с полимерными составами;

·         при приемистости более 2 м³/(ч • МПа) предва­рительно снижают интенсивность поглощения с при­менением различных наполнителей.

По истечении установленного срока ОЗЦ проверяют эксплуатационную колонну на герметичность.

Разбуривают цементный мост.

Вымывают из скважины песчаную пробку.

Оценивают качество РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

При исправлении негерметичности цемен­тного кольца, расположенного ниже эксплуатацион­ного объекта (пласта), РИР проводят через фильтр нижнего объекта или через специальные перфораци­онные отверстия.

Если РИР проводят через фильтр нижнего эксплуатационного объекта, башмак НКТ устанавли­вают на 1,0—1,5 м ниже фильтра.

Если РИР планируют проводить через специальные перфорационные отверстия, то эти отверстия простреливают или в зоне ВНК, или в интервале плотного раздела между нижним эксплуатационным и нижележащим водоносным пластами. Башмак НКТ устанавливают на 1.0-1.5 м ниже интервала специальных перфорационных отверстий. При использовании при этом пакера, его резиновый элемент устанавливают между подошвой нижнего пласта и интервалом специальных отверстий.

После окончания тампонирования удаляют излишний объем тампонажного раствора из НКТ об­ратной промывкой, поднимают НКТ на 50—100 м и скважину оставляют на ОЗЦ.

14. 
    Отключение пластов или их отдельных интервалов.
    

При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов возможно частичное или полное обводнение продукции водами одного из горизонтов.

При появлении воды в продукции скважин продолжение совместной эксплуатации нескольких объектов без изоляции пропластка, по которому поступает вода, недопустимо и тем более, если эксплуатируемые объекты имеют различные пластовые давления. В таких случаях должны быть проведены работы по из разобщению.

Если вода проникает в скважину через нижнюю часть фильтра, то в колонне создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пласта. В этих целях в скважину спускают НКТ до забоя, промывают ее водой, а замет цементируют без воздействия давления.

Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, то ее изолируют цементированием под давлением закачиваемого цементного раствора через трубы. Для этого в нижнюю часть фильтра насыпают песок во избежание попадания в такую зону тампонажного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и цементируют под давлением с последующим разбуриванием или вымовом излишка раствора. По окончании работ испытывают колонну.

При работах по изоляции от проникновения вод в скважину успешно применяют нефтецементные и пеноцементные растворы.

15. 
    Установка стальных пластырей.
    

Пластырь из тонкостенной трубы ст. 10 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 15 м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.


Работы по установке пластыря выполняются в следующей последовательности:

• 
  при необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250 кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала;
  
• 
  производят гидроиспытание труб на избыточное давление не менее 15 МПа с одновременным шаблонированием их шаблоном диаметром не менее 36 мм; 
  

• 
  определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны: 1) геофизическими методами - интервал нарушения; 2) 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-1 (ТУ 39-1105-86);
  

• 
  производят шаблонирование обсадной колонны: 1) в колонне диаметром 146 мм используют шаблон диаметром 121 мм и длиной 400 мм; 2) в колонне диаметром 168 мм используют шаблон диаметром 140 мм и длиной 400 мм; 3) для шаблонирования участка колонны, расположенного ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ или другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра;
  
• 
  замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах;
  
• 
  сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря («Дорн») и продольно гофрированных труб производят на базе производственного обслуживания;
  
• 
  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 используются 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 продольногофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.
  

16. Способ изоляции негерметичности эксплуатационной колонны с применением 2-х пакерной компановки.

применение одно- двухпакерных компоновок, изолирующих место негерметичности эксплуатационной колонны. С помощью пакерных компоновок решаются определенные скважинные задачи, позволяющие вести эксплуатацию скважин с одновременной изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны.

Установка компоновок для изоляции негерметичности возможна как в жесткой сцепке с подземным оборудованием, так и в автономном режиме. В компоновках обязательно предусматривается:

- возможность выравнивания давления в над- и межпакерном пространстве для уменьшения нагрузки при срыве компоновки после длительной эксплуатации;

- применение узлов безопасности для уменьшения рисков возникновения осложнений, которые мы должны предусматривать при эксплуатации скважины;

- возможность смены насосно-компрес-сорных труб или всего подземного оборудования без извлечения пакерной компоновки;

Данные компоновки успешно проходили скважинные испытания и продолжают эксплуатироваться многими нефтегазодобывающими компаниями.

При наличии расстояния между насосным оборудованием и интервалом

перфорации применяются автономные двух-пакерные компоновки типа 2ПРОК-СИАМ-1 с механическим инструментом посадочным, используемые на фонде скважин с небольшой глубиной установки, где имеется возможность передать крутящий момент на инструмент посадочный (ОАО «Удмуртнефть»). При глубине установки более 2000 метров и наличии значительных углов отклонения от вертикали более применима двухпакерные автономные компоновки типа 2ПРОК-СИАГ-1 (рис. 1) с гидравлическим инструментом посадочным, который дает большую однозначность при установке компоновки в скважине (ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь»).

Для отсечения интервалов негерметичности выше интервала перфорации при эксплуатации скважины УЭЦН применяется однопакерная компоновка 1ПРОК-ИВЭ-1 (рис. 2). Позволяет отказаться от проведения дорогостоящих и не всегда эффективных РИР и располагать пакер П-ЭГМ как непосредственно над УЭЦН, так и на удалении от него до 1500 м. Что позволяет применять компоновку 1ПРОК-ИВЭ-1 в различных скважинных условиях. Компоновка прошла неоднократные скважинные испытания в ТНК-ВР, ОАО «Роснефть», ОАО НК «Русснефть», ОАО «Лукойл» д.р.

Вопрос отвода свободного газа из под-пакерного пространства при эксплуатации УЭЦН с негермитичной эксплуатационной колонной решается применением однопа-керной компоновки 1ПРОК-ИВЭГ (рис. 3) с капиллярным трубопроводом, которая успешно прошла скважинные испытания в ОАО «Варьеганнефтегаз», ТНК-ВР.

При эксплуатации скважин УШГН с негерметичностью эксплуатационной колонны выше интервала перфорации применяются: однопакерная компоновка

1ПРОК-УО-1 (рис. 4) и двухпакерная компоновка 2ПРОК-УОИВ-1 (рис. 5), позволяющие произвести натяжение колонны НКТ, при этом снизить эксплуатационные затраты, и увеличить наработку подземного оборудования, а также применить технологию уменьшения обводненности продукции, что подтверждено скважинны-ми испытаниями в ОАО «Белкамнефть» (журнал «Нефть России», выпуск 8/2011).

Также необходимо отметить наличие сложностей установки пакерных компоновок в наклонно-направленных скважинах, в горизонтальных участках эксплуатационных колонн и при небольшой глубине установки пакерных компоновок. В данных случаях нет возможности передать требуемую нагрузку на пакерную компоновку и, как следствие, гарантировать ее герметичность или способность выдержать требуемый перепад давлений. Так же это актуально при установке пакеров в системе ППД и при проведении ремонта устьевого оборудования.

Для обеспечения передачи необходимой нагрузки на пакер или пакерную компоновку применяется разработанное специалистами нашей фирмы - Устройство Установочное Гидравлическое (УУГ) и созданная на его основании якорная компоновка ЯКПРО-СДУ (рис. 6). Данная компоновка обеспечивает передачу осевой нагрузки в 16,0 тонн при подаче гидравлического давления 25,0 МПа. Тем самым, мы имеем возможность качественно установить пакерную компоновку на любом проблемном участке эксплуатационной колонны.

Успешное применение якорная компоновка ЯКПРО-СДУ показала при установке автономных двухпакерных компоновок 2ПРОК-СИАМ-1 в ОАО «Ульяновскнефть», ТОО «Заман Энерго» респ.Казахстан, ОАО «ТНК-Уват».

17. 
    Ликвидация негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны.
    

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 ис­пользуют 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 предпо­лагаемого интервала негерметичности.

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

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных ко­лонносуществляют, 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 пос­ледовательно 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 полимер­ные 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 диаметрапроизводят 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.
  

• 
  Оценка качества работы:
  

• 
  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.
  

18. 
    Скважинная диагностика водопритоков.