Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН
Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счетов вследствие невозможности использовать ее по причинам технического или геологического порядка для продолжения ее бурения или эксплуатации. Скважины, подлежащие ликвидации, могут быть не законченные бурением или находившиеся в эксплуатации.
Причины, дающие основание ставить вопрос о ликвидации не законченных бурением скважин, следующие: 1) сложная авария в скважине и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других надобностей, например, возврат на вышележащие горизонты или использование в качестве нагнетательной или наблюдательной; 2) полное отсутствие нефтенасыщен-ности вскрытых данной скважиной горизонтов (разведочная) и невозможность использования ее для других надобностей (возврат, углубление и т. д.).
Причины, являющиеся основанием для ликвидации эксплуатационных скважин, следующие: 1) техническая невозможность устранения аварии в скважине (дефект колонны, оставление инструмента, труб и т. д.) и отсутствие объектов для эксплуатации выше дефектного места в колонне; 2) полное обводнение контурной водой и отсутствие объектов для возврата
После выполнения назначения или указанных причин ликвидации подвергаются скважины опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплутационные, нагнетательные, поглощающие, контрольные, пьезометрические и другие, которые закладываются с целью поисков, разведки, эксплуатации месторождений нефти, газа, теплоэнергетических и минеральных вод, геологических структур, создания подземных хранилищ нефти и газа, захоронения промышленных стоков, вред-
572
ных отходов производства и бурятся станками нефтяного ряда, а также скважины, пробуренные для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и грифонов.
ПОРЯДОК ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН
Категории скважин, подлежащих ликвидации
Скважины, подлежащие ликвидации, подразделяются на следующие категории:
I — выполнившие свое назначение, II — геологические, III — технические, IV — технологические.
/ категория — скважины, выполнившие свое назначение. К ним относятся:
а) скважины, выполнившие задачи, предусмотренные проектом строительства, другими технологическими документами на разработку месторождения, кроме скважин, дающих продукцию и подлежащих обустройству;
б) скважины, достигшие нижнего предела дебитов, установленных проектом, технической схемой разработки, обвод-нившиеся пластовой, закачиваемой водой, не имеющие объектов возврата или приобщения, или при отсутствии необходимости их перевода в контрольный, наблюдательный, пьезометрический фонд;
в) скважины, пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий, после выполнения установленных проектом задач;
г) скважины, пробуренные как добывающие, а после обводнения переведенные в контрольные, наблюдательные и иные при отсутствии необходимости их дальнейшего использования;
д) скважины нагнетательные, наблюдательные, а также пробуренные для сброса промысловых вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.
II категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по геологическим причинам
К ним относятся:
а) скважины, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, т. е. в зонах отсутствия коллекторов, в законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, работы по интенсификации притока в которых результатов не дали;
б) скважины, строительство которых прекращено из-за нецелесообразности дальнейшего ведения работ по результатам бурения предыдущих скважин;
573
в) скважины, не вскрывшие проектный горизонт и не доведенные до проектной глубины из-за несоответствия фактического геологического разреза проектному.
III категория — скважины или часть их ствола, ликвидируемые по техническим причинам (аварийные).
К ним относятся скважины, строительство или эксплуатация которых прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно:
а) в результате открытых фонтанов, пожара, аварий с бурильным инструментом (промежуточными или эксплутацион-ными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем); неудачного цементирования;
б) в результате притока пластовых вод при освоении, испытании или эксплуатации, изолировать которые не представляется возможным;
в) в результате естественного износа и коррозии колонн;
г) при разрушении устья скважины в результате стихийных бедствий (землетрясений, оползней);
д) при смятии, сломе колонн в интервалах залегания солей, глин, многолетнемерзлых пород;
е) при аварийном уходе плавучих буровых установок;
ж) пробуренные с отклонением от проектной точки вскрытия пласта.
IV категория — скважины, ликвидируемые по технологическим причинам.
К ним относятся:
а) скважины, законченные строительством и не пригодные к эксплуатации из-за несоответствия эксплутационной колонны, прочностных и коррозионо-стойких характеристик фактическим условиям;
б) скважины, не пригодные к эксплуатации в условиях проведения тепловых методов воздействия на пласт;
в) скважины, законсервированные в ожидании организации добычи, если срок консервации составляет 10 лет и более, и в ближайшие 5—7 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна;
г) скважины, расположенные в санитарно-защитных, охранных зонах населенных пунктов, рек, водоемов и в запретных зонах.
t
574
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При планировании энергетической стратегии России делается ставка не только на открытие и разработку новых нефтяных и газовых месторождений, но и на ускоренную реализацию научно-технических проектов на месторождениях с истощенными или низкодебитными запасами. Существующие технологии уже находятся на пределе своих возможностей. Сама логика развития топливно-энергетического комплекса страны заставляет более внимательно подходить к проблемам основных нефтегазовых провинций (И. Матлашов), которые вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54% (2000 г.), а доля трудноизвлекаемых запасов повысился до 55—60%. Ресурсный потенциал «новых» провинций в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в «старых» освоенных районах, а их освоение в пересчете на тонну извлеченной нефти обходится почти в два раза дороже, чем суммарная стоимость работ по восстановлению дебита скважин на старых месторождениях.
В газовой промышленности некоторые «старые» месторождения в значительной мере выработаны: Медвежье — на 78%, Ямбургское — на 46%, Уренгойское — на 67% (И. Матлашов).
Поэтому одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий (Coiled Tubing). Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Технология бурения с использованием гибких труб позволяет бурить на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3—5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения с использованием гибких труб дополнительных горизонтальных стволов из колонн старых скважин при дораз-
575
работке истощенных месторождений на поздней стадии, восстановлении бездействующих и малодебитных скважин.
Бурение с использованием гибких труб позволяет вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе многие и многие забалансовые углеводороды и добывать дополнительно в нашей стране до 50 млн. т нефти и до 30 млрд. м3 газа ежегодно (И. Матлашов).
Базирующиеся на использовании длиномерных (до 3000— 5000 м) безмуфтовых гибких труб, наматываемых на барабан и многократно используемых для спуска в скважину, технологии позволяют сократить в 2—5 раз время и удешевить ремон-тно-восстановительные работы (Л. Груздилович). Срок окупаемости агрегатов, разработанных специалистами Республики Беларусь и РФ, как правило, не более 6 месяцев.
Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов и песчаных пробок; обработка призабойной зоны; спуск в скважину оборудования для геофизических исследований; установка цементных мостов и баритовых пробок; забуривание вторых стволов, промывка поглощающих скважин с АНДП пенными системами для улучшения выноса механических примесей; геофизические исследования в открытом и обсаженном стволе (каротаж, каротаж — испытания — каротаж, шумометрия и др.); установка кислотных и щелочных ванн; глубокопроникающие обработки продуктивного пласта (ПП) пенокислотными составами; селективные обработки вскрытых интервалов ПП; промывка ПП с использованием жидкого азота; периодические продувки ПЗП азотом с целью удаления пластовых вод; промывка фильтра и зумпфа от механических примесей; промывка гравийной набивки фильтра от различных отложений растворами ПАВ и растворителями; интенсификация продуктивного пласта скважин, оборудованных фильтрами; вымыв гравийной набивки при извлечении фильтра; промывка ПЗП нефтяных скважин от асфальто-смолистых отложений горячей нефью или растворителями.
Использование колтюбинговых установок совместно с азот-но-бустерным комплексом и полного диапазона регулируемых депресионных воздействий по всему вскрытому разрезу скважины позволит:
— осваивать скважины пенными системами;
— снижать уровень жидкости до необходимой глубины;
— продувать скважины газообразным азотом;
— оптимизировать притоки пластовых флюидов. Анализ результатов исследований указывает на возможность
•516
управления пластовой энергией при интенсификации притоков и добыче нефти и газа таким образом, чтобы гидродинамическая связь между скважиной и пластом была наиболее выгодной. Это позволит:
— продлить срок немеханизированной добычи нефти;
— успешно бороться со скважинными отложениями;
— предупреждать образование водяных пробок на забое газовых скважин;
— замедлять процесс обводнения нефтяных скважин,
— выбирать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для притока флюида.
Наибольший эффект может быть получен на малодебит-ных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (Б. Кравченко).
В настоящее время нашими предприятиями выпускается восемь колтюбинговых агрегатов для спуска гибких труб диаметром от 19 до 73 мм для работы в скважинах глубиной до 5000 м:
1. Колтюбинговая установка М-40: усилие инжектора 40 т; труба диаметром 60/73 мм, длиной 3500/2200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости.
2. Колтюбинговая установка М-20: усилие инжектора — 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 3800/3000 м. Шасси повышенной проходимости МЗКТ 8x8.
3. Колтюбинговая установка М-20.01: усилие инжектора 24 т; труба диаметром 38,1/44,5 мм, длиной 4800/3800/3200 м. Смонтирована на полуприцепе с седельным тягачом.
4. Колтюбинговая установка М-10.01: усилие инжектора — до 12 т; труба диаметром 19,05/38,1 мм, длиной 5000/1800 м. Шасси МАЗ 6x6.
ЛИТЕРАТУРА
1. Молчанов Л. С. Подземный ремонт скважин. М.: Недра, 1986.
2. Рудников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1997.
3. Освоение скважин. //Авт. Булатов А. И., Качмарь Ю. Д., Макаренко П. П., Яремийчук Р. С.// Под редакцией д.т.н. проф. Р. С. Яремийчука. М: Недра, 1999.
4. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. //Авт.: Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Шандры-гин А. Н., Подюк В. Г. // М.: Недра, 1997.
5. РД-08-71-94. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением коллегии Госгортехнадзора России 19.08.1994 г., № 51.
6. Амиров А. Д.. Овнатанов С. Т., Яшин А. Б. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1975.
7. Грайфер В. И,, Шумилов В. А., Каменев В. Н. Организация и технология капитального ремонта скважин. — М.: Недра, 1979.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение . .........................., . ,....... 3
1. Подготовка скважин к эксплуатации............. 5
1.1. Призабойная зона пласта..........»........' 5
1.2. Конструкции скважин..................... 5
1.3 Конструкции забоев скважин................ ' Ю
1.4. Гидродинамическое несовершенство скважин. . . 27
1.5. Воздействие на фильтрационные свойства пласта в околоскважинной зоне..................... 38
1.6. Движение жидкости и газа в системе «пласт—скважина»................................... 46
1.7. Виды ремонтов нефтяных и газовых скважин ... 51
2. Предупреждение снижения проницаемости продуктив-
ных горизонтов при ремонте скважин........ 63
2.1. Природа нарушения эксплуатационных качеств пласта.................................. 65
2.2. Факторы, способствующие загрязнению ПЗП ... 72
2.3. Жидкости глушения....................... 87
2.4. Пены................................... 93
2.5. Глушение и освоение скважин с применением концентрированных меловых суспензий............. 95
3. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных сква-
жин .................................... 104
3.1. Технология удаления жидкости из скважины с помощью пенообразующих веществ................... 105
3.2. Технология удаления из скважин высокоминерализованной жидкости с большим содержанием газового конденсата.................................. 115
3.3. Удаление жидкости из скважин с помощью диспергирующих устройств .,..,<...............S4 117
4. Установка цементных мостов..................., 119
4.1. Назначение цементных мостов и требования к ним цд
4.2. Особенности выбора рецептуры и приготовления цементного раствора для установки мостов..... 124
579
4.3. Разрушение застойных зон поперечным расхажива-126 нием колонны труб.......................
4.4. Оборудование для установки цементных мостов 129
4.5. Методика расчета операций по установке цементных мостов................................. 134
5. Ремонтно-изоляционные работы................ 140
5.1. Общие принципы ремонтно-изоляционных работ (РИР) и последовательность выполнения технологических операций .................................. 140
5.2. Тампонажные работы при ремонте крепи скважин 155
5.3. Техническая характеристика пакеров и якорей к ним 175
5.4. Вспомогательные тампонажные работы при РИР 180
5.5. РИР при ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов............................... 184
5.6. Изоляция чуждых вод (газа)................ 188
5.7. Наращивание цементного кольца за колонной (КР1-4) 190
5.8. Устранение негерметичности обсадных колонн 192
5.9. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования 200
5.10. Технологические приемы, рекомендуемые при тампо-нажных работах в скважинах............... 202
6. Ремонт обсадных колонн...................... 209
6.1. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн............................. 209
6.2. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн......................... 210
6.3. Диагностика состояния крепи скважин....... 214
6.4. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями............................. 226
6.5. Смена обсадных колонн................... 292
6.6. Увеличение долговечности обсадной колонны при
ее проворачивании....................... 292
6.7. Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине...................... 293
7^ Отложения минеральных солей в скважинах, способы
их предупреждения и удаления............. 301
7.1. Методы предупреждения и ликвидации отложения солей на стенках труб..................... 305
7.2. Химические методы удаления солеотложений
из НКТ................................. 308
580
7.3. Применение покрытий для предотвращения соле-отложений на трубах ..................... 316
7.4. Магнитные методы борьбы с отложениями солей 318
8. Предупреждение и ликвидация АСПО и гидратообразо-
ваний.................................. 327
8.1. Условия образования и профилактика АСПО . . 328
8.2. Расчет радиуса парафиновой кольматации ПЗП 334
8.3. Механические способы удаления АСПО из скважины 336
8.4. Методы предупреждения формирования АСПО в ПЗП 341
8.5. Тепловые методы удаления АСПО из трубопроводов
и ПЗП................................. 342
8.6. Химические методы очистки ПЗП от АСПО . . . 345
8.7. Ингибирование как метод предотвращения и снижения скорости накопления АСПО............ 348
8.8. Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности АСПО 350
8.9. Термогазохимическое воздействие на ПЗП .... 352
8.10. Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти...... 352
8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба
с ним.................................. 354
9. Пескопроявления в скважинах и борьба с ними . . . 360
9.1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах...................... 360
9.2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах......................... 361
9.3. Удаление песчаных пробок из скважин....... 364
9.4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин................................ 371
9.5. Методы крепления призабойной зоны скважин 383
Ш. Предупреждение и ограничение обводнения скважин 401
10.1. Причины обводнения скважин и их классификация................................... 402
10.2. Методы предупреждения обводнения пластов-коллекторов в процессе разработки месторождений 406
10.3. Газоизоляционные работы................ 448
10.4. Ограничение водопритоков составами АКОР 449
581
11. Забуривание новых стволов как способ ремонта сущест-
вующих скважин........................ 455
11.1. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны........................ 458
11.2. Установка цементного моста 462
11.3. Спуск и крепление клина-отклонителя в колонне 463
11.4. Спуск райбера и вырезка окна в эксплуатационной колонне................................ 471
11.5. Технология бурения и крепления второго ствола скважины.............................. 477
11.6. Технология вскрытия продуктивных пластов путем зарезки второго ствола с применением пены. . . 478
12. Ловильные работы в эксплуатационной колонне . . 483
12.1. Печать................................ 485
12.2. Труболовка............................ 489
12.3. Метчики.............................. 495
12.4. Колокола ловильные..................... 498
12.5. Ловитель для ловли труб в скважине........ 501
12.6. Ерши и удочки ......................... 504
12.7. Ясс механический....................... 506
12.8. Фрезеры и райберы..................... 510
12.9. Вырезка труб........................... 518
12.10. Ловля насосных труб и штанг, подземного оборудования и отдельных предметов............. 519
13. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких
пластов одной скважиной................. 524
14. Интенсификация эксплуатации скважин........ 526
14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин 527
14.2. Гидравлический разрыв пластов............ 546
14.3. Гидропескоструйная перфорация........... 556
14.4. Торпедирование скважин................. 567
14.5. Тепловые обработки ПЗП................. 568
15. Ликвидация скважин........................ 572
Заключение................................ 575
Литература ............................... 578
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Басарыгин Юрий Михайлович Булатов Анатолий Иванович Проселков Юрий Михайлович
ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО И ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Редактор Н. Ш. Псеунок
Технический редактор В. В. Иванова
Корректоры Ю. И. Кабанова, О. Ф. Захарченко
Сдано в набор 14.08.2002 г. Подписано в печать 24.12.2002 г. Формат бумаги 60x90 1/16. Бумага офсетная Гарнитура шрифта «Балтика» Печать офсетная. Усл. печ. л. 36,5. Учетно-изд. л 22,72 Тираж 1000 экз. Заказ 129
Гигиеническое заключение № 23. КК 02.543.П.000728.02.02 от 06.02 2002 г.
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Издательство «Советская Кубань» 350000, г Краснодар, ул Рашпилевская, 106

На главную страницу