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

Глава V.
ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
СКВАЖИН
Капитальный ремонт скг„_ „1П — комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсе-кателей, газлифтного оборудования.
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности:
1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м.
Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необходимые неоднократные цементные заливки.
Виды работ по капитальному ремонту скважин приведены в табл. V.I.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ
Любому из видов ремонта (см. табл. V.1) предшествуют
подготовительные работы.
Наземные сооружения, оборудование, инструменты и контрольно-измерительные приборы должны быть проверены и приведены в соответствие с действующими требованиями, обеспечивающими безопасное проведение работ.
К началу капитального ремонта скважин база производственного обслуживания (БПО) по заказу промысла выполняет следующие подготовительные работы:
а) прокладывает водяную и световую линии, ремонтирует подъездные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и подготавливает площадку для трактора-подъемника или подъемной установки;
б) сооружает новые и ремонтирует имеющиеся вышки или мачты; проверяет состояние оттяжек у вышки или мачты и заменяет пришедшие в негодность; устанавливает оттяжной ролик;
201
Таблица V.I
Шифр
Виды работ по капитальному ремонту скважин
Технико-технологические требования к сдаче
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
KPJ-1 Отключение отдельных обвод-
ненных интервалов пла~"~ f
КР1-2 Отключение отдельных пластов
КР1-3 Исправление негерметичности
цементного кольца
КР1-4 Наращивание цементного коль-
ца за эксплуатационной колонной
КР-2 Устранение негерметичности
эксплуатационной колонны
КР-3 Крепление слабосцементирован-
ных пород призабойной зоны
КР-4 Устранение аварий, допущен-
ных в процессе эксплуатации скважин и в процессе ремонта (извлечение ЭЦН, НКТ, очистка ствола и т. д.)
КР-5 Переход на другие горизонты
и приобщение пластов
КР5-1 Переход на другие горизонты
КР5-2 Приобщение пластов
КР6 Перевод скважин из категории
в категорию по назначению
КР7 Ремонты скважин, оборудован-
ных пакерами-отсекателями ОРЗ, ОРЭ
КР8
Зарезка и бурение ствола скважин
второго
Выполнение запланированного Объема работ.
Снижение обводненности продукции
Герметичность колонны, цементного кольца в интервале отключаемого пласта или герметичность пакерующего устройства. Снижение обводненности, продукции j
Выполнение запланированного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическим исследованием. Снижение обводненности продукции при сохранении или увеличении дебита нефти
Отсутствие поверхностных выходов жидкости и газа и перетоков за колонной (кондуктором), подтвержденное промыслово-геофизическим исследованием
Герметичность колонны при опрессовке
Отсутствие (снижение) выноса песка при эксплуатации скважины
Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Уменьшение потерь нефти
Выполнение заданного объема работ, подтвержденных про-мыслово-геофизическими исследованиями
Снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти
Выполнение запланированного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями
Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды Выполнение запланированной] объема работ
202
Продолжение табл V.I
Виды работ по капитальному ремонту скважин
Технико-технологические требования к сдаче
Ремонт нагнетательных скважин
Ремонт поглощающих и артезианских скважин Изучение характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах, оценка технологического состояния эксплуатационной колонны
Увеличение и восстановление производительности и приемистости скважин
Проведение кислотной обработки
Проведение ГРП Проведение ГПП
Виброобработка призабойкоп
зоны
Термообработка призабойной
зоны
Промывка призабойнои зоны
растворителями
Промывка призабойнои зоны растворами ПАВ
Выравнивание профиля приемистости
Обработка суспензиями Обработка коагулянтами Обработка полимерами и смолами
Дополнительная перфорация и торпедирование
Выполнение запланированного объема работ, герметичность колонны и кондуктора. Охрана недр и окружающей среды. Увеличение, сокращение приемистости скважин То же
Выполнение запланированного объема работ
Выполнение запланированного объема работ
Увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин То же
Выполнение запланированного
объема работ. Увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин Выполнение запланированного объема работ. Увеличение продуктивности нефтяных скважин Выполнение заданного объема работ
Уменьшение степени неравномерности закачки воды по мощности пласта
Выполнение заданного объема работ
в) доставляет на скважину необходимый комплект бурильных или насосно-компрессорных труб.
Все остальные работы по подготовке рабочего места выполняет цех по капитальному ремонту скважин.
Мастер по капитальному ремонту обязан до подхода бригады осмотреть скважину и заблаговременно устранить недостатки в ее подготовке. По прибытии на скважину бригада устанавливает трактор-подъемник, передвижной агрегат (установку) с последующей подготовкой рабочего места в со-
203
ответствии с существующими требованиями. Если на скважине смонтирован оттяжной ролик, то трактор-подъемник устанавливают на расстоянии, превышающем на 10 м высоту наземного сооружения. При работе без оттяжного ролика для предотвращения опрокидывания вышки или мачты трактор-подъемник устанавливают вплотную к рамному брусу так, чтобы исключить трение ходового конца талевого каната о фермы вышки.
В дневное время необходимо проводить работы по оснастке талевой системы; смонтировать промывочное оборудование; соединить шланг с промывочной линией через стояк, снабженный манометром; собрать машинные ключи и на специальных подвесках через блоки с противовесами отрегулировать для! свободной работы ими. Верхний машинный ключ должен быть свободно подвешен, а нижний привязан канатом к ноге вышки или мачты.
Подготовка труб
Подготовка труб заключается в следующем.
Для перевозки труб на скважину используют специальный транспорт. При разгрузке и укладке их необходимо следить за тем, чтобы муфтовые концы были обращены к устью. Не допускается сбрасывать их, ударять друг о друга, перекатывать или волоком и т. д. Кроме того, с помощью рулетки измеряют длину свободного торца трубы до конца безрезьбовой ее части.
При визуальном осмотре на скважине определяют состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. При подъеме с мостков для спуска в скважину трубы шабло-нируют. Если шаблон задерживается в трубе, то ее бракуют, делают красной краской пометку «брак» и относят в сторону.
Подготовленные трубы укладывают штабелями на стел л а.-жи в порядке очередности их спуска в скважину, а между рядами помещают деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда должны находиться на общей прямой линии, а последующие, вышележащие ряды — ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты. Резервные трубы укладывают отдельно.
При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Рекомендуется переводник соединить заранее с муфтой последней трубы спускаемой секции,
Исследование скважин
Исследование скважины проводят с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта через фильтр в зависимости от забойного давления, определения характера
204
притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне и пройденных скважиной пластов (по каротажной характеристике), а также контроля технического состояния обсадной колонны и цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах (радиоактивные методы исследования).
Скважины исследуют для:
выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними;
изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;
контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, лзолирую-щих патрубков;
оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.
Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное /Ьат и межколонное рмк давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию из межколонного пространства, уменьшить давление до атмосферного или (для ускорения операции) до некоторого значения р'Мк, закрыть викидную линию из межколонного пространства и определить время восстановления 7"в давления в этом пространстве от атмосферного или от р'мк до рмк. После этого следует заглушить скважину промывочной жидкостью, необходимой плотности и следить за изменением рмк. Продолжение межколонных газо-чроявлений укажет на наличие перетоков газа по негерметич-JOMV заколонному пространству. Если газопроявления прекратятся, то негерметичность колонны подтверждается однозначно.
Местоположение каналов утечки флюидов определяют геофизическими и гидродинамическими методами. Данные исследования используют при подборе композиций тампонажных^ растворов, резко реагирующих на изменения температуры и для определения сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин.
Обследование и подготовка ствола скважины
Обследование скважины проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины, чтобы установить наличие в нем дефектов, аварийного подземного оборудования и посторонних предметов.
Перед капитальным ремонтом по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить текущее техническое состояние эксплуатационной колонны.
205
Предварительное обследование колонны до ремонтно-изоля-ционных и ловильных работ и при переходе скважин на ни-жезалегающие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне идя фильтровой части до тампонажа скважины могут привести к серьезным осложнениям.
Состояние колонны и фильтровой части скважины, местонахождение и состояние оставшихся в скважине НКТ, подземного оборудования, а также посторонних предметов устанавливают печатями.
Печать — специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм. По оси корпуса предусмотрено сквозное продольное отверстие,, через которое прокачивается жидкость. В верхней части имеется резьба для присоединения к бурильным и насосно-компрес-сорным трубам, на которых печать спускают в скважину.
Для обследования скважин применяют плоские, конусные,, универсальные и гидравлические печати.
Плоская печать предназначена для определения глубины находящегося в скважине аварийного подземного оборудования, состояния его концов и переходных воронок обсадных колонн. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати должен быть меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны на 10—12 мм.
Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки эксплуатационной колонны, фильтровой части* участков сложных нарушений, смятий, трещин и т. п. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был бы на б—10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50—55 мм меньше широкой части.
Универсальная печать ПУ-2 (рис. V.1) в отличие or свинцовых печатей имеет алюминиевую оболочку и состоит из-корпуса, зажимного устройства и переводника. Корпус 3 представляет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник 9. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стака» ] и алюминиевую оболочку 2. Стакан удерживается четырьмя винтами, пропущенными через боковые отверстия стакана и ввинченными в корпус. К цилиндрической части корпуса приварена шпонка 4, а несколько выше нарезана трапецеидальная резьба, в которую ввинчивается гайка 6.
Зажимное устройство состоит из гайки и нажимной втулют 5, имеющей с внутренней стороны шпоночную канавку и свободно надетой на корпус печати. Гайка и нажимная втулка 5 присоединены винтами, концы которых входят в кольцевую канавку нажимной втулки. При вращении гайки 6 последняя толкает своим внутренним торцом нажимную втулку вдоль шпонки и тем самым приводит ее в поступательное движение».
Для удержания алюминиевой оболочки, надетой на рези-
206
Рис. V.I. Универсальная печать ПУ-2 Рис. V.2. Гидравлическая печать ПГ-146-1
/ — гайка 2 — корпус 3 — поршень 4 — стопорная гайка, 5 — гайка, 6—конусный узел, 7 — втулка S — резиновый элемент, 9 ~- пластичный слой, 10 — штуцер
ФИО
-10
новый стакан, имеющиеся на ее конце перья сгибают и вращением гайки 6 зажимают зажимное устройство между торцами корпуса и нажимной втулкой 5. Для предотвращения самопроизвольного отвинчивания гайки 6 и освобождения алюминиевой оболочки предусмотрена контргайка 8 с шайбой 7
Печать в собранном виде спускают в скважину па бурильных трубах или НКТ в обычном порядке. Не доводя до верхнего конца обследуемого объекта спуск печати замедляют, и при необходимости дальнейший спуск и посадку ее производят с промывкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на печать, должна составлять 15—20 кН, что вполне достаточно для получения довольно отчетливого оттиска на
207
алюминиевом торце верхнего конца оставшегося в скважине
предмета.
Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка и резиновая подушка деформируются. После снятия нагрузки по оттиску на алюминиевой оболочке получают представление о деформациях колонны и о форме и размерах находящегося в скважине предмета.
После подъема печати из скважины алюминиевую оболочку с оттиском снимают; при необходимости тут же на устье печать оснащают новой алюминиевой оболочкой для очередного использования.
Гидравлическая печать ПГ-146-1 (рис. V.2), предназначенная для обследования эксплуатационных колонн диаметром 146 мм, отличается от аналогичных устройств тем, что позволяет получить более четкое представление о характере и конфигурации поврежденной колонны на всей площади соприкасающихся поверхностей резинового элемента и обсадной колонны (длина резинового элемента 4 м). В трубы, на которых спускают печать в скважину, нагнетают жидкость. Проходя через отверстия Л, просверленные во внутренней трубе,. жидкость попадает под резиновый элемент, который плотно* прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 1,2 МПа, выдерживают в течение 5 мин, а затем уменьшают до атмосферного. После этого печать поднимают на поверхность.
При ловильных работах необходимо обследовать концы аварийных труб для правильного выбора ловильного инструмента и последующей работы по извлечению аварийного подземного оборудования.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема и посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования при нагрузке не более 20 кН должны производиться под контролем мастера. Посадка дважды не допускается, так как это дает неточный и искаженный отпечаток. После подъема печати из скважины нельзя ударять по свинцовой оболочке или перьям металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать ее и т. д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.
В скважинах глубиной до 800 м допускается спуск печати на стальном канате. Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.
Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин,, незначительных протертостей колонны, пропусков в резьбовых соединениях и т. д.), через которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей. В таких случаях обследование скважин осуществляют другими способами. Один из таких способов — перекрытие фильт-
208
ровой части песком, глиной или установкой пакера с последующим испытанием верхней части колонны на герметичность. В этом случае после обследования скважины печатями фильтровую часть ее затрамбовывают песком или глиной с таким расчетом, чтобы искусственно созданная насыпная пробка была на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра. Затем колонну испытывают на герметичность опрессовкой. Если она герметична, то скважину промывают для удаления искусственной пробки, вскрывают фильтровую часть и проводят тампонаж под давлением через отверстия фильтра. Если колонна негерметична, то следует определить место и характер дефекта и устранить его. Верхнюю часть колонны можно обследовать с помощью пакера, без трамбовки фильтра песком и глиной. Фильтр перекрывать можно также установкой мостов из различных пластических материалов.
Ремонт и герметизация устья скважины
До начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать оборудование устья и в случае неисправности отремонтировать его. Нельзя приступать к капитальному ремонту при неисправности устья. Особенно это важно перед ремонтом газовой скважины, когда давление в верхней части эксплуатационной колонны и на устье может быть значительным.
Сначала обследуют состояние колонной головки: проверяют герметичность соединения пьедестала с эксплуатационной колонной и осматривают внутреннюю поверхность пьеде-стального патрубка. Если патрубок сильно протерт, разъеден песком или же через резьбу просачивается жидкость (газ), то его заменяют. Для этого разбирают фланцевое соединение на колонной головке. На бурильных трубах спускают внутреннюю освобождающуюся труболовку и захватывают ею обсад- • ную трубу ниже пьедестального патрубка, затем с помощью подъемного механизма натягивают колонну и отвинчивают от нее патрубок с пьедесталом.
На устье скважины устанавливают разъемное лафетное кольцо, на клиньях — бурильную трубу. С верхней муфты бурильной трубы снимают элеватор и изношенный пьедесталь-ный патрубок, после чего устанавливают пьедестал в обратной п о ел едо в ател ь ности.
Если устье скважины оборудовано колонной головкой с клиновой подвеской труб, то герметичность сальниковых уплотнений и сварных соединений головки необходимо проверить опрессовкой скважины сжатым воздухом.
При обследовании клиньевых колонных головок (ГКК) проверяют герметичность сальникового уплотнения в колонном фланце и соединения колонны с катушкой. По прижатию катушки к колонному фланцу определяют: не сорвалась ли ко-
14—572 209
.лонна с клиновой подвески в колонном фланце. Лишь после этого и приведения в надлежащее состояние колонной головки (устьевого фланца) можно приступать к ремонтно-испра-вительным работам.
Исправление дефектов в колонне
К дефектам, которые можно исправить, относят смятие и слом обсадной колонны. Смятие колонны оценивают по изменению внутреннего диаметра колонны. Если смятие по длине равно одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны, в результате чего внутренний диаметр сузился до 0,85 номинального значения, то его считают незначительным.
Если смятия по длине равны трем и более диаметрам эксплуатационной колонны, в результате чего сузился ее внутренний диаметр до 0,8 номинального значения, то смятие считают значительным.
Места смятий исправляют справочными долотами, грушевидными и конусными фрезерами. Обычно эти работы проводят инструментом диаметром на 4—5 мм больше минимального диаметра в смятой части, спускаемым до необходимой глубины. Затем с помощью ротора начинают вращать его с частотой 40—80 об/мин. Осевую нагрузку на справочный инструмент поддерживают согласно следующим данным:
диаметр обсадной колонны, мм . . 114 127—146 168 219—273 диаметр бурильных труб, мм ... 60 73 89 114
осевая нагрузка, кН .... 5—10 10—20 20—40 30—50
Обработав смятый участок обсадной колонны первым справочным долотом, инструмент поднимают, заменяют долото на другое диаметром на 5 мм больше предыдущего. По мере расширения места смятия используют несколько долот. Если при этом не получают положительных результатов, а место смятия протирается, то его фрезеруют грушевидными или колонными фрезерами, спускаемыми поочередно и поразмерно так, чтобы образовался свободный проход для пропуска шаблона под номинальный диаметр обсадной колонны. Образовавшийся дефект изолируют от возможного проникновения вод и осыпания породы.
Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки
Цементные пробки разбуривают роторным способом, турбобуром или забойным винтовым двигателем.
При разбуривании их роторным способом применяют пико-образные долота, а в интервале фильтра и в местах нарушения эксплуатационной колонны — пикообразные долота в ком-
210
бинации с райбером: долото разбуривает цементную корку, а райбер центрирует долото и оправляет колонну.
При разбуривании цементных мостов используют также секционные трубобуры и забойные винтовые двигатели Д1-54, Д-85 в сочетании с долотами соответствующих диаметров. Для промывки применяют техническую воду или буровой раствор.
Цементную корку со стенок эксплуатационной колонны очищают пикообразным или трехшарошечным долотом, грушевидными фрезерами, ступенчатыми фрезерами и скребками с режущими лезвиями, роторным или турбинным способом.
РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)—работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов. РИР — одно из основных средств реализации мероприятий по увеличению степени извлечения нефти из пласта, охране недр, и окружающей среды.
Тампонажные материалы и технологические схемы цементных работ выбирают в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины.
Тампонирование скважин проводят в случаях, когда необходимо:
а) обеспечить изоляцию продуктивных объектов от вод;
б) создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост в колонне;
в) перекрыть фильтр при переводе скважины на выше-или нижезалегающий горизонт;
г) создать цементные пояса в призабойной зоне скважины для надежной изоляции от высоконапорных чуждых нижних вод;
д) перекрыть дефекты в эксплуатационной колонне;
е) изолировать продуктивные горизонты друг от друга к от чуждых вод в интервале спуска эксплуатационной колонны или хвостовика при зарезке и бурении второго ствола;
ж) закрепить призабойную зону скважины с целью предотвращения или уменьшения пробкообразования.
Основное требование к технологии РИР— обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину к продавливание в изолируемый интервал с сохранением их изолирующих свойств, т. е. предупреждение или ограничение до минимума дополнительного разбавления растворов. Это достигается прежде всего за счет исключения из технологии условий и операций, способствующих разбавлению рабочих растворов, а также в результате заполнения скважины однородной по> плотности жидкостью; применения рабочих растворов изоля-
14* 211
ционного реагента плотностью, большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину; использования разбуриваемых пакеров и др.
Тампонажные материалы
Цементы и другие вяжущие вещества, применяемые для тампонирования скважин, называются тампонажными материалами.
Тампонажный цемент — продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ {портландцемента, шлака, извести, пластмасс и др.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, способствующих образованию после затворения водой или другой жидкостью раствора, затвердевающего в прочный цементный камень.
В зависимости от жидкости затворения различают следующие тампонажные растворы: водные, водно-эмульсионные (во-донефтяные), нефтецементные (дизельное топливо, предельный керосин, безводные нефти и др.), а по времени начала схватывания— быстро схватывающиеся со сроком схватывания менее 40 мин; ускоренно схватывающиеся (от 40 мин до 1 ч 20 мин), нормально схватывающиеся (от 1 ч 20 мин до 2 ч), медленно схватывающиеся (более 2 ч).
Для цементирования скважин используют различные сорта тампонажного портландцемента, показатели которых определяются техническими условиями.
Тампонажные цементы должны обладать: замедленным началом схватывания; ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; низкой проницаемостью после схватывания и твердения; большой текучестью; высокой плотностью.
В зависимости от температуры испытания и условий применения различают три класса тампонажных цементов:
а) для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испытания 22±2°С;
б) для «горячих скважин» (ГЦ) с температурой испытания 75±3°С;
в) для глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ), которые в свою очередь подразделены на несколько групп (до 100, 120, 150, 170 и 200°С),
Для цементирования скважин при температуре на забое до 40 °С применяют таыпонажный цемент для «холодных» скважин, при температуре до 75 °С — тампонажный цемент для «горячих» скважин, при температуре выше 75°С — специальные цементы для сверхглубоких скважин.
Данные о сроках схватывания цементных растворов и прочности образцов цементного камня для «холодных» и «горячих» скважин приведены в табл. V.2.
212
Таблица V.2
Цемент или раствор Температура твердения, °С Начало схва тывания после затворе-ния (не ранее,) Конец схватывания после затворе-ния (не позднее) Предел прочности при нз-гибе, МПа (не менее)
Для «холодных» скважнн Для «горячих» скважин 22±2 75±3 2 ч 1 ч 45 мин 10 ч 4 ч 30 мин 2,7 6,2
Начало схватывания цементного раствора характеризуется потерей подвижности и загустеванием раствора. На схватывание цементного раствора в скважине влияет водо-цементное отношение, степень помола, присутствие и состав воды, нефти и газа, температура и давление.
Водоцементное отношение — отношение массового количества воды к массовому количеству сухого цемента (В: Ц). Для цементирования скважин применяют тампонаж-ные растворы с водоцементным отношением от 0,4 до 0,5.
Регулирование свойств цементного раствора и камня
Свойства цементного раствора и камня можно изменить введением в раствор наполнителей, активных добавок или обработкой химическими реагентами. К параметрам тампонаж-ных систем, количественное изменение которых часто вызывается необходимостью технологии или особенностями условий скважины, относятся: для тампонажных растворов — время загустевания или сроки схватывания, плотность, водоотдача, реологические свойства, седиментационная устойчивость; для тампонажного камня — механическая прочность, проницаемость, коррозионная устойчивость и др.
Для увеличения сроков схватывания цементных растворов применяют реагенты — замедлители, а для сокращения — ускорители. Ускорители рекомендуется применять при температуре среды от —2 до 40 °С, а замедлители сроков схватывания— выше 60 °С для шлаковых цементов.
Применение понизителей водоотдачи цементных растворов рекомендуется практически при всех видах РИР.
В качестве реагентов-замедлителей применяют: сульфит-спиртовую барду (ССБ), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) различных марок, лесохимические полифенолы (ПФЛХ), син-тан марки ПЛ, винно-каменную кислоту (ВКК), технический винный камень (ТВК), смесь винно-каменной и борной кислоты (ВК и БК), трилон Б, сегнетовую соль, лимонную кислоту и др.
В качестве реагентов-ускорителей наибольшее применение получили хлориды натрия и кальция, каустик, хлористый алюминий, кальцинированная сода, жидкое стекло и др.
Хлориды кальция и натрия наряду с ускорением сроков
213
схватывания и твердения несколько повышают первоначальную подвижность цементных растворов.
С помощью различных химических реагентов можно регулировать плотность тампонажных растворов и прочность цементного камня.
Снижение плотности растворов достигается введением в них реагентов и материалов с высоким газо(возду-хо)/содержанием: легких органических и неорганических материалов или реагентов, а также материалов, которые способны удерживать значительные количества воды. Наиболее эффективны для этих целей реагенты-структурообразователи (например, КМЦ, гипан), материалы типа пластмасс с плотностью, близкой к 1000 кг/м3, бентонитовые глинопорошки, хорошо удерживающие воду.
Повышение плотности тампонажного раствора достигается введением утяжеляющих добавок {барит, магнетит, гематит и др.) и кварцевого песка; снижением водоцементного отношения с одновременной обработкой растворов реагентами-пластификаторами.
Механическую прочность и проницаемость тампонажного камня регулируют путем введения в раствор различных материалов и химических реагентов.
При всех температурных условиях механическая прочность портландских и шлаковых цементов увеличивается, а проницаемость уменьшается при снижении водоцементного отношения; такое же действие в условиях высоких температур и давлений оказывает введение кварцевого песка в тампонажнын раствор.
Добавление глины в небольших количествах (до 5—8%) способствует повышению механической прочности портландце-ментиого и шлакоцементного камня в условиях высоких температур и давлений.
Количество химических реагентов определяют лабораторным путем в зависимости от характера скважины, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.
Транспортирование и хранение цемента
Цемент отгружают в бумажных мешках или специальных машинах — цементовозах.
Для его упаковки применяют многослойные (четырех-, пяти, или шестислойные) бумажные мешки, на которых должны быть обозначены: наименование завода, название цемента, номер заводской партии, год, месяц и число затаривания. Цемент, отгруженный в цементовозах, сопровождают документом,, содержащим те же сведения. Хранят его раздельно по видам.
При транспортировании и хранении цемент следует предохранять от воздействия влаги и загрязнения посторонними примесями.
214
Способы тампонирования скважин
Основной метод ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства— тампонирование под давлением через отверстия фильтра скважины или через дефект в колонне с целью продавить в пласт или за колонну расчетный объем раствора, необходимый для надежной изоляции нефтяного горизонта от проникновения чуждых вод. При этом чем медленнее продавливают раствор в пласт, чем выше давление, тем надежнее перекрываются пути движения чуждых вод, тем эффективней сама изоляция нефтяного пласта (горизонта). При этом, однако, давление не должно превышать допустимого внутреннего для данной эксплуатационной колонны (с учетом ее состояния, диаметра и марки стали труб). В противном случае могут произойти слом или смятие колонны.
Способы тампонирования под давлением необходимо планировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции, которая должна составлять не более 75% от срока загустевания тампонажного материала.
На практике применяют следующие разновидности тампонирования под давлением.
Тампонирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием стакана. В скважину спускают НКТ и устанавливают на 5— 10 м выше верхних отверстий фильтра или дефекта в колонне и через них под давлением продавливают тампонажный раствор. Оставшиеся излишки раствора вымывают способом обратной или прямой промывки. Стакан, образующийся в скважине ниже конца НКТ, после твердения разбуривают.
Тампонирование под давлением через трубы с вымыванием излишков цементного раствора применяют в случаях, если необходимо избежать разбуривания цемента в колонне. При этом конец НКТ должен быть установлен у верхних отверстий фильтра. После продавки раствора в пласт колонну НКТ наращивают и вымывают тампонажный раствор из скважины. Эту операцию можно выполнять и без наращивания труб, для чего конец их следует устанавливать ниже нижних отверстий фильтра. В таком случае процесс вымывания тампонажного раствора из скважины при этом будет протекать с противодавлением на пласт, а сама промывка должна закончиться до начала схватывания цемента. Этот способ рекомендуется применять при использовании нефтецементных растворов.
Комбинированные способы применяют при необходимости оставления скважины под давлением до конца схватывания раствора. Сущность его заключается в следующем. Нижний конец НКТ устанавливают у нижних отверстий
215
фильтра. После прокачки и вытеснения тампонажного раствора из труб, последние поднимают с таким расчетом, чтобы конец их оказался выше уровня раствора; затем устье герметизируют, тампонажный раствор продавливают в пласт закачкой жидкости в трубы или одновременно в трубы и в затруб-ное пространство. Затем скважину герметически закрывают и оставляют под давлением до конца схватывания раствора.
Тампонирование под давлением через обсадную колонну
Этот способ применяют для изоляции сквозных дефектов
обсадных колонн и наращивания цементного кольца за ними„ а также для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда условия проведения РИР не допускают разгрузку колонны от избыточного давления после задавливания тампонирующей смеси.
Сущность этого способа заключается в следующем. На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую тампонажный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону при давлении, не превышающем регламентированного для опрессовки колонны. Необходимость применения разделительных пробок и буферных жидкостей устанавливают в зависимости от характера взаимодействия промывочной жидкости и используемой тампонирующей смеси.
Скважину оставляют в покое на период ожидания затво-рения цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно плавно снизив его {не более 0,5 МПа/мин) до планируемого.
Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлении, допустимом для обсадных колонн, невозможна, а приемистость характеризуется лишь его падением во время опрессовки колонны водой, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству и с периодическими остановками прокачки.
Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой смеси по затрубному пространству
Нижний конец НК.Т устанавливают на 5—10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используют гелеобразующие или водонерастворимые отверждающие-ся полимерные тампонажные материалы (ПТМ), рецептуру которых подбирают по максимальной температуре в скважине.
216
Приготовленную смесь закачивают в одну из половин мерной емкости насосной установки. Нагнетая промывочную жидкость в затрубное пространство при подаче насоса 3—5 дм3/с я открытом трубном, восстанавливают циркуляцию.
Применяя штуцеры различных диаметров на выкиде из ЯКТ, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, регламентированное для опрессовки колонны. Не прекращая закачки жидкости, переключают краны насосной установки на подачу тампонажного раствора в скважину, прокачивая его по затрубному пространству, не превышая допустимое давление в колонне. По мере перехода раствора из за-трубного пространства в НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20—30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность.
Поднимают НКТ, и скважину оставляют в покое на срок
озц.
Тампонирование под давлением прокачкой смеси по затрубному пространству с остановками
При этом способе допускаются периодические остановки при прокачке тампонирующей смеси по затрубному пространству для наблюдения за динамикой изменения избыточного давления, что позволяет установить местоположение негерметичного интервала колонны. В качестве тампонирующего материала используют только гелеобразующие полимерные там-понажные материалы (ПТМ).
Для проведения работ необходимо приготовить не менее 1 м3 тампонирующей смеси вязкостью не менее 10~' Па-с. Затем спрессовывают колонну на герметичность водой и фиксируют снижение давления \р в течение контрольного времени. При открытом выкиде затрубного пространства закачивают тампонирующий раствор в НКТ, вытесняя воду из них. За-, крыв кран на арматуре из затрубного пространства и продолжая закачку промывочной жидкости, доводят давление в за-трубном пространстве до допустимого при опрессовке колонны.
Выдержав колонну под воздействием давления в течение контрольного времени tK, фиксируют его снижение. Если результат опрессовки не отличается от ранее полученных данных, то, уменьшая давление в затрубном пространстве до атмосферного и продолжая закачивать промывочную жидкость в НКТ, перемещают тампонажную смесь по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше, интервала колонны. Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое уменьшение Ар не укажет на перекрытие тампонирующим составом негерметичного интервала колонны.
Количество продавочной жидкости для очередного перемещения тампонирующего состава должно составлять не более
217
80% от его объема. Затем вымывают излишки состава из. скважины на поверхность и выдерживают скважину под давлением до истечения срока ОЗЦ.
Тампонирование под давлением с применением пакера
Этот способ применяют для:
защиты обсадных колонн при давлениях нагнетания, превышающих допустимые для опрессовки;
защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации;
направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.
Цементирование без давления осуществляют в случаях, когда необходимо создать новый цементный забой (цементный стакан) в стволе скважины или перекрыть нижнюю часть фильтра цементным камнем. Этот способ в основном используют при переводе скважины на вышезалегающий горизонт, когда нет опасности прорыва чуждых вод. Этот процесс протекает успешно при условии, если скважина хорошо промыта и не поглощает жидкость. При полном или частичном поглощении жидкости забой следует засыпать песком или глиной для перекрытия отверстий фильтра.
Цементирование без давления можно осуществлять насосной установкой по способу «сифона» или при помощи желонки.
Цементирование насосной установкой
После обследования колонны в скважину спускают НКТ, нижний конец которых устанавливают над песчаной пробкой на высоте, соответствующей нижнему основанию создаваемого цементного стакана.
После соединения устьевой арматуры с насосной установкой и опрессовки коммуникаций сначала прокачивают воду в объеме, равном 1,5—2,0 объемам НКТ (для контрольной проверки их чистоты), а затем расчетный объем цементного раствора, который проталкивают и вытесняют в затрубное пространство до выравнивания высоты столба раствора в трубах, и затрубном пространстве и приподнимают трубы на высоту создаваемого в колонне цементного стакана. Излишки раствора вымывают обратной промывкой. После окончания срока его твердения в скважину спускают НКТ и при прокачке воды проверяют местонахождение и крепость цементного забоя.
218
Цементирование по способу «сифона»
В скважину спускают колонну НКТ и промывают водой до полной замены в ней жидкости. Затем разъединяют вертлюг, и трубы оставляют подвешенными на элеваторе, установленном на устье; при этом нижний их конец спускают до глубины, соответствующей основанию создаваемого цементного стакана. На верхний их конец устанавливают специальную воронку с сеткой, через которую расчетный объем цементного раствора, затворенного в емкости (чане), заливают в трубы. Затем через вертлюг насосом в трубы закачивают воду.
Движение жидкости происходит до тех пор, пока не наступит равновесие столбов цементного раствора в трубах и в затрубном пространстве. Прекращение движения жидкости будет означать окончание продавки цементного раствора. Затем трубы приподнимают на высоту, соответствующую высоте создаваемого цементного стакана, и излишки цементного раствора вымывают прямой промывкой. Приподнимают 80 — 100 м труб и скважину оставляют в покое на срок ОЗЦ. По окончании этого срока допуском труб с промывкой водой определяют местонахождение цементного стакана и проверяют его крепость.
Цементирование с извлекаемым пакером применяют при изоляции чуждых вод, дефектов в эксплуатационной колонне и установке цементных мостов.
Цементирование с извлекаемым пакером применяют при изоляции чуждых вод, дефектов в эксплуатационной колонне и установке цементных мостов.
В этом случае процесс происходит следующим образом. Вначале скважину обследуют и промывают. Затем спускают колонну НКТ с извлекаемым пакером, который устанавливают и уплотняют на глубине L (в м) :
где Я — расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра; /гц — высота цементного стакана: рцр и рв — плотность соответственно тампонажного раствора и воды.
В трубы закачивают раствор и продавливают его водой. Затем срывают пакер и поднимают его из скважины. Скважину оставляют в покое на срок ОЗЦ.
Цементирование с неизвлекаемым пакером применяют в тех же случаях, что и с извлекаемым пакером. Однако при этом полностью исключается разжижение тампонажного раствора водой, находящейся в колонне или притекающей из призабойной зоны. Неизвлекаемый пакер спускают на глубину (Я — hu_), устанавливают и уплотняют. После закачки тампонажного раствора в трубы бросают шарик, который садится на конусное седло и закрывает доступ жидкости под пакер. Затем отвинчивают переводник и вымывают излиш-
219
ки раствора над пакером. При этом давление столба жидкости в стволе скважины не передается в пространство, находящееся над пакером.
Цементирование желонкой. Этот способ применяют в скважинах с небольшой глубиной (до 1000 м).
Для успешного цементирования этим способом необходимы плотный забой скважины, обеспечивающий открытие клапана желонки при ударе о забой, и соответствующая водная среда для нормального схватывания и твердения цемента. Поэтому до начала цементирования с помощью желонки в несколько приемов забой скважины заливают морской или пресной водой. Затем заполненную цементным раствором желонку спускают в скважину, ударяют о забой, при этом клапан открывается и цементный раствор выливается. Желонку с цементным раствором спускают несколько раз, пока на забое не накопится расчетный объем раствора. Количество раствора, потребного на один спуск, зависит от диаметра и длины желонки, определяемых диаметром эксплуатационной колонны.
В ряде случаев раствор надежно не схватывается (и не твердеет вследствие неудовлетворительного качества цемента, плохой подготовки ствола, наличия различных примесей в воде и ряда других причин.
Поэтому после цементирования необходимо проверить прочность цементного стакана допуском НКТ с промывкой скважины. Если цемент вымывается, то необходимо промыть скважину и произвести повторный цементаж. Если цементный стакан рыхлый, то он в процессе эксплуатации скважины может разрушиться и в нее проникнут чуждые воды.
Установка искусственных пробок в колонне
Искусственные пробки (песчаные, глинистые, гли-нопесчаные, цементные, резиновые, резино-металлическче) в колонне устанавливают в следующих случаях- при переходе на вышезалегающий горизонт; для изоляции от чуждых вод тампонированием под давлением через специально простреленные отверстия или через дефект в колонне; при необходимости обследования состояния верхней части эксплуатационной колонны; при осуществлении мероприятий по ликвидации скважины.
Для песчаных пробок используют песок, просеянный через сито с ячейками 2X2 мм.
Нижний конец труб устанавливают на расстоянии 30— 50 м над искусственным забоем. К верхней муфте НКТ присоединяют предусмотренную для одновременной закачки жидкости и засыпки песка конусообразную воронку. Ведущую трубу поднимают над устьем так, чтобы нижний ее конец был установлен над горловиной воронки. С ростом скорости вытеснения жидкости из тр>б песчаной пульпой увеличивают ско-
220
рость нагнетания жидкости, обеспечивая непрерывное заполнение воронки.
Песок подают равномерно, чтобы не допустить закупорки труб. При этом особую осторожность необходимо соблюдать при использовании комбинированной колонны НКТ.
После засыпки расчетного количества песка подачу жидкости продолжают до установления гидростатического равновесия в трубах и затрубном пространстве. Это отмечается по постепенному прекращению циркуляции и интенсивному переливу жидкости из воронки.
В поглощающих скважинах после засыпки песка прокачивают в НКТ промывочную жидкость в количестве, равном внутреннему их объему. Поднимают НКТ выше расчетного интервала заполнения песком на 30—50 м и оставляют скважину в покое на 3—4 ч для осаждения песка.
После осаждения песка и образования пробки допуском труб с промывкой проверяют глубину местонахождения пробки. Если окажется, что длина ее больше, чем это требовалось, часть пробки вымывают. В неглубоких скважинах, сильно поглощающих жидкость, с диаметром колонны 219 мм и больше-песок засыпают непосредственно в колонну с одновременной: закачкой воды. После осаждения песка замеряют забой скважины для установления глубины насыпной пробки.
Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины
Намыв наполнителей в поглощающую зону скважины отличается от насыпки песчаных пробок тем, что в этом случае создают условия для проникновения наполнителя в пустоты за колонной (в призабойную зону), т. е. процесс проводят при полностью вскрытом фильтре (дефекте колонны) и при больших скоростях нагнетания промывочной жидкости с наполнителем.
Для ввода наполнителя в пласт НКТ спускают на 2—3 м выше верхних отверстий фильтра. На устье устанавливают тройник или крестовину, чтобы впоследствии иметь возможность закачивать воду в затрубное пространство. Затем в верхнюю муфту труб устанавливают воронку, в которую закачивают промывочную жидкость со скоростью б—10 дм3/с через трубу, навинченную па подвешенный вертлюг (для создания вакуума). Не прекращая прокачки воды, в воронку равномерно подают наполнитель. Смесь после выхода из башмака проникает в пласт и постепенно заполняет пустоты за колонной. Во избежание попадания песка в затрубное пространство и прихвата НКТ при вводе наполнителя в затрубное пространство подкачивают воду.
Сохраняя указанный режим, наполнитель вводят в трубы до тех пор, пока давление не начнет увеличиваться, что устанавливается по заметному ухудшению засасывания подавае-
мой смеси. Подачу наполнителя в этот момент прекращают и начинают промывку скважины, допуская трубы до фильтра. Если при этом циркуляция будет частично или полностью восстановлена, то можно проводить тампонирование под давлением.
В качестве наполнителя применяют песок, резиновую крошку, ореховую скорлупу и другие закупоривающие вещества, в качестве жидкости-носителя—воду, буровой раствор, водо-бентонитовую суспензию, приготовленную непосредственно перед закачиванием в скважину.
Разделительные тампонажные пробки (мос--ты) устанавливают через НКТ или при помощи желонки.
Резиновые пробки устанавливают в стволе скважины при помощи стреляющего тампонажного снаряда (СТС), -спускаемого в скважину на каротажном кабеле или на канате. Снаряд на заданной глубине силой пороховых газов выталкивает тампон, изготовленный из теплонефтестойкой резины, предварительно запрессованной в рабочую камеру под давлением 40—50 МПа. Расширяясь за счет упругих сил, тампон перекрывает колонну.
Резино-металлические пробки устанавливают с помощью различных приспособлений (пакеров взрывного действия, вакуумного, гидравлического, порохового и тампонажного снарядов), спускаемых в скважину на каротажном кабеле.
Тампонирование скважин, сильно поглощающих жидкость
В таких скважинах по мере ввода тампонажного раствора вначале заполняют пустоты — пути наименьшего сопротивления движению, что в последующем ухудшает условия притока и освоения скважины и нередко приводит к полному прекращению притока жидкости из пласта. На практике известны случаи, когда в одной и той же скважине для качественного разобщения пластов использовали многократное тампонирование, при этом бесполезно расходовалось большое количество материала. Обычным способом тампонирования в таких скважинах весьма редко получают положительные результаты. Для успешной изоляции чуждых вод следует добиваться создания высоких давлений при продавке раствора за колонну. Поэтому в таких скважинах предварительно вводят в пласт наполнитель, применяют гельцемент, волокнистый цемент, специальные цементы с небольшими сроками начала схватывания и быстросхватывающиеся цементные смеси (пасты).
Тампонирование под давлением с предварительным вводом наполнителя в пласт производят в случаях, когда требуется заполнить пустоты в призабойной зоне скважины (за колонной) и создать возмож-
222
ности для регулирования этого процесса. По мере заполнения-призабойной зоны наполнителем поглощению ею жидкости уменьшается. Ввод наполнителя продолжают до тех пор, пока частично не восстановится циркуляция, и лишь после этого производят тампонирование под давлением. Предварительный ввод наполнителя в значительной степени сокращает расход тампонажного материала, число повторных заливок, время ремонта, не ухудшая при этом условий освоения скважины после капитального ремонта.
Тампонирование с предварительной глинизацией пласта производят в следующей последовательности. Скважину обследуют и промывают до прекращения циркуляции (вследствие сильного поглощения). Нижний конец НК.Т устанавливают у верхних отверстий фильтра или у места дефекта в колонне. Через трубы в поглощающий пласт закачивают буровой раствор большой вязкости порциями по 4—5 м3 каждые 10—30 мин. После нагнетания некоторого количества этого раствора циркуляция восстанавливается. Затем скважину тампонируют под давлением и оставляют в ней стакан.
Тампонирование с предварительной глинизацией применяют только при изоляции пластов, которые в дальнейшем не будут эксплуатироваться.
Тампонирование скважин, слабо поглощающих жидкость
Сущность этого способа заключается, в том, что при про-давливании тампонажного раствора через существующие отверстия фильтра в водопроводящие каналы в пласте создают те же условия движения, что и при притоке воды в скважину во время ее опробования. Иначе говоря, расход жидкости во время продавливания тампонажного раствора в пласт должен соответствовать количеству поглощаемой жидкости.
По мере движения тампонажного раствора но водопрово-дящим каналам к водоносному пласту, откуда поступала чуждая вода, и по мере их заполнения давление постепенно будет возрастать. По достижении максимально допустимого давления и до начала срока схватывания тампонажного раствора продавку прекращают. Для обеспечения условий тампонирования в скважинах с небольшой приемистостью раствор задав-ливают в пласт при минимальной подаче насосной установки. Излишки тампонажного раствора вымывают, создавая противодавление путем неполного открытия крана на устьевой арматуре.
Тампонирован ие с предварительным гидравлическим разрывом пласта заключается в том, что в скважинах, обводнившихся подошвенной водой, и со слабой приемистостью пласта перед тампонированием произ-
водят гидравлический разрыв с целью образования глубоко проникающих в пласт горизонтальных трещин в намеченном интервале. Закачкой цементного раствора в образовавшиеся трещины создают прочный экран из цементного камня. Однако цементирование скважин с целью изоляции нефтеносной части пласта от подошвенной воды путем заполнения образовавшихся после гидроразрыва трещин только одним цементным раствором эффекта не дает, так как при уменьшении давления трещины смыкаются, цементный раствор выдавливается из них, а оставшаяся пленка цемента оказывается недостаточной для надежной изоляции притока подошвенной воды. Поэтому после гидроразрыва рекомендуется тампонирование проводить песчано-цементным раствором. Если предполагается, что давление разрыва и давление продавки песчано-цементно-го раствора в образовавшиеся трещины может превысить допустимое на эксплуатационную колонну, то работы следует проводить с помощью пакера.
Тампонирование фонтанных скважин
Перед тампонированием таких скважин необходимо их заглушить водой, нормальным или утяжеленным буровым раствором (в зависимости от пластового давления).
Известно, что даже незначительное движение газа в при-забойной зоне скважины ухудшает условия схватывания раствора, поэтому следует в каждом случае выбирать наиболее эффективный и безопасный способ, но обязательно такой, чтобы по окончании тампонирования скважину оставлять под давлением (герметично закрытой).
Обычно в таких случаях применяют комбинированный способ фонтанирования. Конец НКТ устанавливают у нижних отверстий фильтра с тем, чтобы с начала процесса продавки за колонну поступал тампонажный, а не буровой раствор. Это очень важно, когда скважина слабо поглощает жидкость (0,1— 0,15 м3/мин) при давлениях, составляющих 60—70% максимально доп>стимого на колонну. Возможность прихвата НКТ исключается тем, что трубы поднимают выше уровня вытесненного тампонажного раствора. При этом применяют обратную промывку скважины. После продавки раствора в пласт и по достижении максимально допустимых давлений устье герметизируют и скважину оставляют под давлением на срок
озц.
Цементирование нефтецементным раствором
При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе или керосине). Для улучшения смешивания тампонажного цемента и углеводородной жидкости и превращения их в однородную массу в нефтеце-
224
ментный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ): крезол, асидол, ОП-10, фенол, нейтрализованный черный контакт (НЧК), нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение (вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.
По сравнению с обычным водоцементным раствором нефте-цементный имеет следующие преимущества.
При контакте с водой раствор отфильтровывает углеводородную жидкость, быстро загустевает и твердеет, без контакта с водой (в нефтенасыщенных зонах пласта)—сохраняет подвижность в течение длительного времени. Поэтому он способен проникать в глубокие трещины при продавке и вымываться нз пласта в процессе освоения скважины.
В скважинах, где применение нефтецементных растворов приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют нефтецементно-песчаный раствор. Рецептуры нефтецементных растворов перед заливкой необходимо уточнять в промысловых условиях.
Чтобы облегчить выделение из раствора нефтепродукта и лучше уплотнить образовавшееся в трещинах и пустотах цементное тесто, следует в процессе задавливания раствора несколько раз попеременно увеличивать давление до максимума и снижать до нуля. В этих же целях к воде, используемой в качестве продавочной жидкости, добавляют различные водорастворимые ПАВ. В качестве продавочных жидкостей применяют морскую воду с добавкой сульфанола, а также щелочную.
Нефтецементный раствор приготавливают в замерной емкости насосной установки следующим образом. Замерную емкость сначала заполняют расчетным объемом углеводородной жидкости, в которой растворяют поверхностно-активные вещества. Эту смесь перемешивают насосом установки до получения однородного раствора, после чего цемент затворяют обычным путем. Полученный нефтецементный раствор закачивают в замерную емкость другого агрегата и перемешивают до получения однородной массы.
Процесс заливки протекает в следующей последовательности. В НКТ закачивают порцию углеводородной жидкости в объеме, достаточном для образования в эксплуатационной колонне столба высотой 20 м (нижняя буферная пробка), который препятствует смешиванию нефтецементного раствора с водой, вытесняемой из труб и затрубного пространства. Вслед за нижней буферной пробкой в скважину закачивают нефтецементный раствор, а затем создают верхнюю буферную пробку, закачивая углеводородную жидкость в объеме, который занимает в трубах высоту 100—120 м. Это делается для предохранения нефтецементного раствора от смешивания с прода-
15—572 225
вечной жидкостью. По достижении столбом цементного раствора нижнего конца НКТ кран затрубного пространства на устьевой арматуре закрывают и продавливают нефтедементный раствор в пласт. Продавливание считают законченным по достижении максимального давления. Обратной промывкой вымывают излишки раствора, после чего приподнимают трубы на высоту, при которой исключается возможность их прихвата. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента, после чего ее промывают или разбуривают цементную пробку, колонну испытывают на герметичность и перфорируют в намеченном интервале.
Цементирование пеноцементным раствором
Для месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, при низких пластовых давлениях и высокой обводненности продукции скважин, разработан способ изоляции вод с использованием пеноцементного раствора (аэрированного цементного раствора с добавками ПАВ). Пеноцементный раствор по сравнению с растворами на водной и углеводородной основе имеет ряд преимуществ, основные из которых: низкая плотность и высокая кратность (отношение объема пеноцементного раствора к исходному объему цементного раствора) в пластовых условиях. В результате увеличивается охват пласта как по толщине, так и по глубине воздействия, что приводит к повышению эффективности работ по изоляции вод.
Технология цементирования скважин с применением пеноцементного раствора аналогична технологии с применением обычных цементных растворов. Единственное отличие заключается в том, что для образования пеноцементного раствора в исходный цементный раствор добавляют 1—1,5% ПАВ и до
Рис. V.3. Расположение оборудования при цементировании скважин пеноцементным раствором
226
40 м3 воздуха на 1000 кг сухого цемента. В качестве ПАВ применяют ионогенные (сульфанол, ДС-РАС) и неионогенные (де-сольван, ОП-10 и др.) ПАВ. Количество подаваемого воздуха выбирают из условий создания степени аэрации в пластовых условиях, равной 0,3—0,5.
На рис. V.3 приведена схема расположения наземного оборудования при цементировании скважин пеноцементным раствором. Процесс осуществляется в следующем порядке: приготовленный обычным способом в емкости 6 цементный раствор поступает в приемный бачок 7 насосной установки 5. Туда же из емкости 9 поступает ПАВ, которое дозируется объемным способом при помощи вентиля 8. Смесь цементного раствора с ПАВ агрегатом 5 по линии 4 подается в смеситель (аэратор) 2, куда одновременно подается и сжатый воздух от компрессора 3. Полученный в смесителе пеноцементный раствор через цементировочную головку / подается в скважину. Продавка пеноцементного раствора в пласт и вымывание излишков его производятся водой.
Меры по предупреждению осложнений при тампонировании скважин
Тампонирование скважин — одна из самых сложных и ответственных операций в процессе их строительства и ремонта. Поэтому во избежание осложнений и аварий при этих работах соблюдают следующие условия.
1. Скважину необходимо тщательно подготовить к проведению тампонажных работ: проверить состояние колонны, определить глубину забоя и поглотительную способность пласта; непосредственно перед закачкой тампонажного раствора в скважину повторно определить поглотительную способность пласта.
Если пласт не поглощает жидкости, то заливку следует отменить и осуществить мероприятия, обеспечивающие создание нормальной приемистости скважины.
2. Наземные сооружения, оборудование, насосные установки и инструменты должны быть соответствующим образом подготовлены.
3. Диаметр колонны заливочных труб, ее конструкцию и группу прочности сталей необходимо выбирать в зависимости от глубины скважины и ожидаемых давлений в процессе тампонирования скважин.
Верхняя секция НКТ должна выдерживать максимальные усилия от массы колонны труб, а остальные секции труб должны быть выбраны исходя из минимально возможного внутреннего объема и обеспечения допускаемых давлений при вымывании излишка тампонажного раствора обратной промывкой.
4. Перед спуском труб в скважину для цементирования мастер по капитальному ремонту обязан тщательно проверить их состояние, замерить и отшаблонировать.
15* 227
5. Насосные установки следует подбирать в зависимости от глубины скважины, количества закачиваемого тампонажного раствора и величины предполагаемого избыточного давления.
6. Все линии от насосных установок к цементировочной арматуре (головке) промыть водой и спрессовать на полутора-кратное ожидаемое в процессе заливки максимальное рабочее давление.
7. До начала процесса тампонирования рассчитать количество тампонажного материала, потребного для заливки в один прием. При этом учитывают, что в случае необходимости можно было весь закачанный тампонажный раствор вымыть обратной промывкой при допускаемых давлениях на эксплуатационную колонну и насосную установку.
8. Процесс тампонирования проводить с таким расчетом, чтобы уложиться в сроки начала и конца схватывания тампонажного раствора.
9. Качество сухого тампонажного цемента проверять не позже чем за шесть суток до тампонирования скважины.
10. При высокой температуре и большом давлении на забое скважины для уменьшения сроков начала схватывания цементного раствора используют реагенты-замедлители.
П. При использовании бурового раствора в качестве про-давочной жидкости необходимо иметь запас его на скважине в количестве не менее двух объемов эксплуатационной колонны.
12. Независимо от способа тампонирования на скважине устанавливать гидравлический индикатор массы.
13. Для наблюдения за процессом цементирования на цементировочной арматуре устанавливать регистрирующие манометры.
14. Во избежание попадания тампонажного раствора в за-трубное пространство при его прокачке необходимо предотвратить образование вакуума в затрубном пространстве. Достигается это регулированием скорости восходящего потока жидкости из затрубного пространства. Если не удается предотвратить вакуум, то во время прокачки тампонажного раствора следует в затрубном пространстве создать противодавление, значение которого определяют опытным путем.
В этих же целях кран в затрубном пространстве закрывают, когда столб тампонажного раствора по расчету будет находиться на 150—200 м выше конца НКТ.
15. Следить за показаниями регистрирующих манометров и принимать меры для сохранения постоянного давления на забой скважины в процессе тампонирования. При этом необходимо учитывать, что при вымывании излишка тампонажного раствора обратной промывкой, давление на забой скважины будет выше, чем при прямой промывке.
16. Продавку тампонажного раствора в пласт производить плавно при минимальной подаче насосной установки.
Необходимое количество буферной и продавочной жидкости определяют с таким расчетом, чтобы не допустить выход всего
228
тампонажного раствора из конца НКТ. К окончанию процесса продавки тампонажного раствора в трубах должно находиться не менее 0,3—0,5 м3 раствора.
Если объем закачиваемого тампонажного раствора превосходит объем НКТ, то при высоте столба раствора на уровне1 150—200 м выше конца трубы краны цементировочной арматуры в затрубном пространстве перекрывают и продолжают прокачку раствора с одновременным продавливанием его в пласт.
По окончании прокачки всего объема тампонажного раствора нагнетают расчетное количество продавочной жидкости. Если обнаружится, что тампонажный раствор поступает в пласт без воздействия давления или при низких его значениях, то необходимо продавить весь раствор в пласт. В таких случаях в конце этого процесса следует одновременно прокачать продавочную жидкость в НКТ и в затрубное пространство.
17. Вымывать излишки тампонажного раствора необходимо способом обратной промывки до начала его схватывания. При ступенчатой колонне НКТ скорость восходящего потока жидкости следует регулировать при переходе тампонажного раствора из одной секции труб в другую. Регулировка необходима для сохранения неизменного давления на забой скважины.
18. После окончания процесса тампонирования трубы необходимо приподнять на высоту, исключающую возможность их прихвата.
Изоляция эксплуатационного объекта от чуждых вод
При разработке нефтяных месторождений чуждая вода может поступать в скважину в период ее освоения, по окончании бурения, после продолжительной эксплуатации.
По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяются на верхние, нижние, контур--ные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.
Верхняя и нижняя воды залегают в пластах соответственно выше и ниже нефтяного пласта.
Контурная (краевая и крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках).
Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельных пропластках, отделяясь от нефти небольшими по толщине глинистыми пропластками (перемычками).
Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного нефтяного пласта. При этом нередко контуры нефтеносности пропластков не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие водоносные пропластки, от свойств пластовых вод существенно не отличаются.
229
Тектоническая вода — вода, проникшая в продуктивные горизонты, вскрытые скважиной, по тектоническим нарушениям (например, по сбросовым трещинам).
Смешанная вода — вода нескольких нефтяных горизонтов, эксплуатируемых одной скважиной общим фильтром.
Для разработки и осуществления наиболее рациональных и эффективных мероприятий по изоляции эксплуатационного объекта от чуждых вод необходимо знать: причины поступления чуждых вод в скважины; горизонт (пласт, объект), которому принадлежит вода; глубину его залегания; пути движения воды.
Лричины поступления чуждых вод в скважины — недоброкачественное цементирование эксплуатационной .колонны, вследствие чего не достигается полное разобщение нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт (скважина-обводнительница); дефект в эксплуатационной колонне вследствие недоброкачественности металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны под воздействием минерализованных пластовых вод; нарушение колонны в процессе освоения скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.
Работы по капитальному ремонту скважины для перекрытия путей движения вод заключаются в изоляции ее от проникновения верхних, нижних и подошвенных вод и называются изоляционными.
Отключение отдельных обводненных интервалов пласта и отдельных пластов
При эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов (т. е. при эксплуатации их объединенным фильтром) возможно частичное или полное обводнение продукции водами одного из горизонтов.
При появлении воды в продукции скважин продолжение совместной эксплуатации нескольких объектов без изоляции про-пластка, по которому поступает вода, недопустимо и тем более, если эксплуатируемые объекты имеют различные пластовые давления. В таких случаях должны быть проведены работы по их разобщению.
Если вода проникает в скважину через нижнюю часть фильтра, то в колонне создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка. В этих целях в скважину спускают НКТ до забоя, промывают ее водой, а затем 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
230
зону тампонажного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и цементируют под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка раствора. По окончании работ испытывают колонну. При работах по изоляции от проникновения вод в скважину (при совместной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной) успешно применяют нефтецементные и пеноцемент-ные растворы.
Исправление негерметичности цементного кольца
Исправление негерметичности цементного кольца для ликвидации заколонных перетоков пластовых флюидов проводят по методу тампонирования под давлением. Технологическую схему и тампонажные материалы для РИР выбирают в зависимости от принадлежности изолируемого флюида и геолого-технических условий в осложненном интервале скважины.
Работы по изоляции скважины от проникновения чуждой верхней воды после выявления места ее притока через дефект в эксплуатационной колонне осуществляют следующими способами:
а) заливкой водоцементным раствором через дефект в колонне с последующим разбуриванием цементного стакана;
б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;
в) спуском дополнительной предохранительной колонны или летучки с последующим ее цементированием;
г) спуском пакеров.
Работы по изоляции верхней воды, поступающей по заколон-ному пространству через отверстия фильтра, осуществляют:
а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра^ с последующим разбуриванием цементного стакана или промывкой излишка раствора;
б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.
Для РИР используют цементные растворы на водной основе с добавками понизителей водоотдачи, стабилизаторов и пластификаторов или же нефтецементные растворы.
Место притока и пути движения чуждой верхней воды, поступающей в скважину через дефект в колонне, определяют при помощи резистивиметра, дифманометра, электротермометра, а также фотоэлектрическим и гидроакустическим методами.
Во избежание попадания цементного раствора в эксплуатационный пласт фильтр скважины засыпают песком и в случае необходимости создают цементный стакан (мост) над насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.
Для перекрытия путей поступления через дефект воды закачивают под давлением цементный раствор, в который добав-
231
Ляют радиоактивные изотопы, для определения путей движения раствора за колонной.
По истечении срока твердения цементного раствора опрес-совкой испытывают колонну на герметичность. Затем цементный мост в колонне разбуривают и промывают скважину ниже дефекта до насыпной пробки, после чего место дефекта испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня, а затем промывают скважину от пробки до забоя. При наличии в колонне нескольких дефектов на различных глубинах вначале устраняют дефект в верхней ее части, а затем последовательно (сверху вниз) дефекты, расположенные ниже.
Для изоляции чуждой верхней воды, поступающей по зако-лонному пространству к забою скважины по трещинам и другим нарушениям в пласте, колонну цементируют через отверстие фильтра.
При использовании водоцементного раствора весьма вероятна цементация эксплуатационного объекта с низким пластовым давлением. В таких случаях для цементирования применяют нефтецементные растворы. При этом борьба с обводнением сводится в основном к селективной изоляции водонасыщенной зоны. Если нет опасности зацементировать эксплуатационный объект (в случаях, когда обводнение верхними водами произошло вскоре после ввода скважины в эксплуатацию из бурения), применяют водоцементный и пеноцементный растворы.
Для надежного перекрытия путей проникновения верхних вод рекомендуется производить цементирование под повышенным давлением с последующим разбуриванием оставленного цементного стакана.
Изоляция вод, поступающих через цементный стакан. Чуждые нижние воды могут проникать в эксплуатационный объект через цементный стакан на забое скважины вследствие недоброкачественности цементирования при переходе скважины на вышезалегающий горизонт либо вследствие разрушения цементного стакана в процессе эксплуатации скважины. В этих целях цементный стакан следует промыть или разбурить скважину до прежнего забоя.
Во избежание проникновения цементного раствора в эксплуатационный объект цементирование следует производить без давления.
Если нижние воды проникают в скважину через дефект в кармане (зумпфе) скважины, то пути их проникновения перекрывают созданием цементного стакана, нижняя граница которого должна находиться на 3—5 м ниже дефекта, а верхняя — не менее чем на 2—3 м выше него.
Изоляция вод, поступающих по заколонному пространству. Пути проникновения чуждых нижних вод в скважину по заколонному пространству через отверстия фильтра определяют таким же способом, как и проникновение чуждых верхних вод. Для изоляции скважины от нижних вод при-
232
меняют цементирование под давлением через отверстия фильтра водоцементным и пеноцементным раствором в тех случаях, когда нет опасности зацементировать продуктивный горизонт. Во всех остальных случаях для изоляции используют нефтецемент-ный раствор.
Технологический процесс цементирования и связанные с ним работы выполняют в той же последовательности, что и при изоляции скважины от верхних чуждых вод — цементированием под давлением через отверстия фильтра.
При невозможности изолировать притоки сильных напорных вод в скважину описанным методом применяют способ создания цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны, между источником обводнения и эксплуатационным объектом. В этих целях колонну перфорируют в интервале между источником обводнения и вышележащим эксплуатационным объектом и в образовавшиеся отверстия под давлением закачивают цементный раствор. Для закачки раствора герметизируют фильтр эксплуатационной колонны, для чего заливают его под давлением нефтецементным раствором, разобщают с применением пакеров или обратного сальника, скважину испытывают на поглощение, а затем цементируют под давлением водоцементным раствором. После этого над новым искусственным забоем простреливают отверстия и вновь скважину цементируют под давлением. Оставляемый цементный стакан должен быть на несколько метров выше специально простреленных отверстий. В зависимости от наличия свободного интервала ниже эксплуатационного объекта, характера и напора нижней воды создают несколько цементных поясов.
Технология изоляции скважины от проникновения подошвенных вод не отличается от таковой при изоляции от проникновения чуждых нижних вод. Для цементирования применяют нефтецементные и пеноцементные растворы. При этом следует учитывать, что подошвенная вода в большинстве случаев _ поступает в скважины не через трещины или каналы в пласте, а через поры породы. Поэтому в большинстве случаев не удается создать за колонной водонепроницаемый слой, пересекающий конус обводнения, так как цементный раствор в поры породы не проникает.
Иногда целесообразно заливку производить через специально прострелянные отверстия в эксплуатационной колонне в интервале водонефтяного контакта и нагнетать в эти отверстия под давлением цементный раствор.
В ряде случаев для обеспечения успешной изоляции скважин от подошвенных вод до цементирования под давлением применяют гидравлический разрыв пласта.
На длительно разрабатываемых площадях наблюдаются случаи проникновения чуждой воды из одной скважины в другую. Обычно это характерно для скважин, расположенных близко друг от друга, находящихся длительное время в экс-
233
плуатации со значительными отборами жидкости. Вода в этих случаях движется по пластам, трещинам, тектоническим нарушениям и, проникая в одну скважину, устремляется затем в другую. Таким образом, одна из скважин является обводнитель-ницей другой. Для перекрытия доступа воды в другие скважины, скважину-обводнительницу цементируют под давлением чере^ отверстия фильтра цементным раствором.
В процессе цементирования и на время схватывания и твердения раствора рекомендуется в соседней скважине создать противодавление. При этом необходимо извлечь из нее все подземное оборудование (во избежание его цементирования вследствие проникновения цементного раствора в ствол скважины по путям, по которым продвигалась вода).
При изоляции скважин от проникновения чуждых вод в подобных случаях необходимо после цементирования разбурить цементный стакан для вскрытия фильтра эксплуатационного объекта. После изоляционных работ необходимо испытать обе скважины опрессовкой или максимально возможным снижением уровня жидкости, чтобы убедиться в надежном закрытии путей притока посторонних вод.
Наращивание цементного кольца за колонной
Цементное кольцо за незацементированной обсадной колонной наращивают для
защиты обсадных колонн от коррозии агрессивными пластовыми флюидами;
ликвидации или предупреждения перетока пластовых флюидов по незацементированному заколонному пространству;
заполнения заколонного пространства тампонажным материалом в зоне дефекта обсадной колонны или подлежащих эксплуатации продуктивных горизонтов.
Тампонажный состав в заколонное пространство закачивают через специальные отверстия в колонне (прямое тампонирование) или непосредственно в заколонное пространство с устья скважины (обратное тампонирование).
Выбор способа тампонирования осуществляют после изучения материалов по строительству и эксплуатации скважины, проведения дополнительных гидродинамических и геофизических исследований.
Устранение негерметичности обсадных колонн
Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования).
Повторная герметизация соединительных у з -
234
лов обсадных колонн состоит в том, что ликвидируют каналы негерметнчности в соединительных узлах обсадных колонн тампонированием под давлением. Кроме того, при негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.
Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения, являющиеся причиной негерметичности колонн при опрессовке и источниками межколонных проявлений во время эксплуатации скважин.
В качестве тампонирующих материалов используют фильтрующиеся полимерные составы, превращающиеся в предельном состоянии в газонепроницаемый камень (отверждающиеся составы) или гель (гелеобразующие составы). Применение цементного раствора в данном случае запрещается. Допускается использование тампонирующих составов на основе минеральных вяжущих, фильтрат которых отверждается или образует гель.
До крепление негерметичных резьбовых соединений эксплуатационной колонны методом довинчивания обсадных труб с устья скважины применяют в вертикальных и наклонных скважинах для ликвидации негерметичности резьбо- . вых соединений эксплуатационных колонн, расположенных в свободной, т. е. незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами.
Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования. Если негерметичность стыковочного устройства или муфты ступенчатого цементирования характеризуется лишь падением давления в процессе опрессовки и непрерывная прокачка жидкости при допустимых давлениях для колонны невозможна, то каналь. утечки изолируют одним из способов тампонирования под давлением.
Если пропускная способность каналов негерметичности позволяет вести непрерывную закачку жидкости при допустимых для колонны давлениях, РИР проводят методами, используемыми для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн.
Для изоляции сквозных дефектов в обсадных колоннах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.
Замену поврежденной части колонны производят при следующих условиях:
дефектные и находящиеся выше них обсадные трубы расположены в незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны, не заклиненной посторонними предметами;
на извлекаемых трубах не установлены элементы технологической оснастки обсадных колонн (центраторы, заколонные лакеры и др.);
235
извлекаемые обсадные трубы расположены в обсаженной или не склонной к обвалам части ствола скважины,
давление гидроразрыва окружающих горных пород в зоне дефекта колонны составляет менее 50% от давления опрессов-ки обсадной колонны, что обусловливает неэффективность применения цементирования под давлением,
по условиям эксплуатации не допускается перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны,
грузоподъемность наземных сооружений и механизмов обеспечивает подъем (спуск) извлекаемой части колонны
Тампонирование сквозных дефектов обсадных колонн применяют в случаях, когда замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра не возможны по указанным причинам.
При наличии нескольких дефектов в колонне последовательно тампонируют каждый дефект сверху вниз. Местоположение его можно уточнять путем поинтервальной опрессовки колонны с помощью пакера.
Перекрытие дефекта колонны трубами меньшего диаметра применяют в следующих случаях
тампонирование дефекта не обеспечивает требуемой степени герметичности обсадной колонны;
колонна имеет несколько дефектов, устранение которых другими методами невозможно или экономически нецелесообразно;
по условиям эксплуатации скважины допустимо перекрытие дефекта трубами меньшего диаметра, уменьшающими проходное сечение колонны.
Перекрытие дефекта колонны осуществляют следующими способами:
спуском дополнительной колонны меньшего диаметра до забоя или интервала перфорации;
спуском летучки, т. е. перекрытием дефекта трубами меньшего диаметра, длина которых определяется протяженностью негерметичного интервала колонны;
перекрытием дефекта тонкостенными металлическими пластырями, запрессованными в обсадную колонну (устройство Дорн)
Действительную колонну спускают во внутрь основной эксплуатационной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое. В отдельных случаях с целью экономии обсадных труб спускают летучку, которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части эксплуатационной колонны остаются прежними.
Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера При цементировании обеспечивается надежная изоляция притока чуждых
236
вод. Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубном пространстве на 30—50м выше верхнего дефекта в эксплуатационной колонне. На нижний конец летучки, соединяемой с колонной бурильных труб 1 переводником (рис. V.4) с обратным клапаном, навинчивают башмак с фаской, а верхний обор> дуют специальной направляющей воронкой 8, которая имеет в верхней части левую резьбу. Переводник состоит из корпуса 2 и муфты 6 с левой резьбой Внутри муфты установлены шариковый клапан 4 с пружиной 3 и тарельчатый клапан 7. Каналы 5 соединяют клапан 4 с затрубным пространством.
После установки песчаной или гли-нопесчаной пробки выше отверстий фильтра и шаблонирования эксплуатационной колонны, на бурильных трубах спускают летучку и цементируют ее. Закачав расчетный объем цементного раствора и продавочной жидкости, обратной промывкой вымывают излишки цементного раствора через. шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке
обеспечивает полное удаление излишков цементного раствора из кольцевого пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват переводника и бурильных труб цементом.
По окончании ОЗЦ, отвинчивают колонну бурильных труб, поднимают ее из скважины, электротермометром определяют высоту подъема цемента за летучкой и проверяют ее на герметичность. Затем разбуривают оставшуюся цементную пробку и промывают скважину до забоя. На. этом ремонт скважины заканчивается.
Дополнительные обсадные колонны можно спускать с паке-рами различных конструкций. Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия, предназначенных для разобщения пластов при раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
Дополнительную колонну с пакером без опоры на забой спускают следующим образом. В интервале существующего фильтра насыпают песчаную или глинопесчаную пробку высотой на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра. В скважину спускают шаблон, а затем, если последний беспрепятственно проходит по всему стволу до насыпной пробки, — дополнительную колон-
237
Рис. V.4. Переводник с обратным клапаном для спуска летучки
ну с пакером. Затем воду в стволе скважины заменяют буровьщ раствором.
При использовании пакера механического действия резино^ вые элементы уплотняются под действием массы дополнительной колонны. В случае применения пакера гидравлического действия в результате закачки жидкости в трубы освобождаются чашеобразные резиновые манжеты от предохранительных кожухов. Верхнюю часть колонны закрепляют на устье скважины, Испытывают пакер и дополнительную колонну на герметичность, В этих целях в затрубное пространство в зависимости от диаметра деформированной колонны нагнетают буровой раствор под давлением 4—8 МПа. Если перелива раствора из труб дополнительной колонны не наблюдается, то это означает, что пакер уплотнен, а дополнительная колонна герметична. Тогда в скважину спускают трубы и промывают ее до забоя.
Если дефект в эксплуатационной колонне находится на небольшой глубине от устья, отремонтировать его способом заливок под давлением трудно. Цементированием в этом случае не достигается создание прочных пробок, так как схватывание раствора происходит при низкой температуре, небольшом давлении и значительном поглощении жидкости через дефект в колонне. Ремонтные работы в таких случаях можно проводить с помощью устройства Дорн или путем спуска дополнительной колонны в кольцевое пространство между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором.
При наличии на устье скважины колонной головки пьеде-стальный патрубок эксплуатационной колонны заменяют патрубком с заглушкой. Если же эксплуатационная колонна закреплена на хомуте, то в ее верхнюю муфту ввинчивают заглушку, снимают колонну с хомута и осторожно разгружают. На устье устанавливают торцовый фрезер длиной 0,3—0,5 м с зубьями высотой 22—25 мм, нарезанными на торцовой части и армированными твердым сплавом. Наружный диаметр фрезера должен быть на 10—12 мм больше диаметра муфты дополнительной колонны, а внутренний — на 8—10 мм меньше внутреннего диан метра этой колонны.
К верхнему концу обсадной колонны через специальный neJ реводник присоединяют вертлюг, пропускают эту колонну в от-J верстие стола ротора и фрезером накрывают верхний конец эксплуатационной колонны. Вращая обсадную трубу с фрезером при одновременной промывке скважины буровым раствором, обуривают эксплуатационную колонну на длину первой обсадной трубы. Затем наращивают очередную обсадную трубу и продолжают обуривание до тех пор, пока дополнительная колонна не окажется на необходимой глубине. Из верхней муфты дополнительной колонны отвинчивают специальный переводник с вертлюгом, устанавливают устьевую головку и цементируют колонну.
238
Рис. V.5. Последовательность работ устройства типа Дорн без опоры на
й_ спуск устройства в сква жину, б — положение пластыря относительно поврежденного участка котонны, в — положение дорнирующей головки после окончания работы силовых цилиндров, обеспечивающих сцепление пластыря с обсадной кочон-ной, г — процесс дорнирова-нвя (расширения) протягиванием устройства талевой системой, д — подъем устройства на поверхность
После окончания закачки цементного раствора снимают устьевую головку и монтируют колонную головку. В этих целях в дополнительную и эксплуатационную колонны ввинчивают патрубки с фланцами и пьедесталом. Дополнительную колонну устанавливают на фланец технической колонны (кондуктора), а эксплуатационную — на пьедестал дополнительной колонны. После монтажа колонной головки скважину оставляют в покое на срок, необходимый для затвердения цементного раствора.
Если эксплуатационная колонна была установлена на хомуте, то после окончания процесса цементирования снимают цементировочную головку и при помощи подъемного патрубка колонну устанавливают в то же положение, в каком она находилась до снятия с хомута. После окончания срока затвердения цементного раствора дополнительную колонну обвязывают с устьем, а эксплуатационную сажают на хомут и из верхней трубы вывинчивают подъемный патрубок.
По окончании работ по цементированию дополнительной колонны шаблоном проверяют проходимость эксплуатационной колонны, после чего испытывают ее на герметичность.
Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металлическим пластырем возможно после получения достоверной информации о местоположении, протяженности и
239
конфигурации дефекта колонны, очистки ее внутренней поверхности от заусениц, цементной корки и продуктов коррозии, измерения остаточной толщины стенок негерметичных обсадных труб.
Устройство Дорн предназначено для установки тонкостенных металлических пластырей в местах нарушений герметичности эксплуатационных колонн в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах диаметром 146 и 168 мм, образовавшихся в результате трещин, коррозии, износа, перфорации, нарушений резьбовых соединений, селективной изоляции пластов в зоне перфорации и т. д.
ВНИИКрнефть разработал два типа устройств 1) без опоры на обсадную колонну (рис. V5), применяемое в случаях, когда дефект находится менее чем в 3 м от забоя; 2) с опорой на обсадную колонну (рис V6), используемое в случаях, когда дефект находится на расстоянии не более 0,5 м.
Работа устройств обоих типов основана на расширении продольно гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной
Е
Рис. V.6. Последовательность устройства Дорн с опорой на колонну
а — спуск устройства в скважину б — положение пластыря и опорного устройства (якоря) относительно поврежденного участка колонны а — положение лорнирующей головки в момент сцепления пластыря с колонной в начальный период дорнирования г — положение в момент протяжки устройства с отключенным опорным устройством (якорем), д — положение лорнирующей головки в процессе дорнирования протягиванием устройства талевой системой е — подъем устройства
240
колонной за счет избыточного давления в полости лорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. По принципу работы эти устройства отличаются следующим. Надежное сцепление пластыря с ремонтируемой колонной в устройстве первого типа осуществляется за счет силовых цилиндров, которые обеспечивают заход лорнирующей головки в. пластырь в начальный период дорнования (расширения),. а в устройстве второго тнпа — за счет опоры якорей на колонну, что позволяет удерживать пластырь в начальный период дорнования
Эти устройства не рекомендуется применять, когда ремонтируемая колонна сильно повреждена и может быть разорвана опорным якорем.
По окончании работ проверяют качество РИР При недостаточной степени герметичности колонны тампонируют каналы утечки за пластырь с применением фильтрующихся полимерных тампонажных материалов (ПТМ).
Испытание колонны на герметичность
После окончания тампонажных работ по закрытию чуждых вод, переходов на выше- или нижезалегающие горизонты и других ремонтных работ, а также после цементирования колонны или хвостовика при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну испытывают на герметичность.
Испытание проводят одним из двух способов — опрессовкой или снижением уровня.
Способ опрессовки Устье скважины оборудуют опрес-совочной головкой с манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают с объемной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления На устье оно должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины. Давление во время опрессовки не должно быть ниже следующих
Диаметр колонны,
мм . 114—127 140—146 168 178—194 219-245
Максимальное давление, МПа . 12 10,0 8,0 7,5 7,0
Указанные нормы в зависимости от степени изношенности колонны и характера ремонтируемой скважины могут быть изменены по усмотрению геологической службы.
Если в процессе опрессовки в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку следует проводить секци-онно с помощью пакера.
Результаты считаются положительными, а колонна герметичной, если после замены бурового раствора водой отсутствует перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если
16—572 241
давление в течение 30 мин не снижается или снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении ниже 7 МПа. Наблюдения за изменениями давления рекомендуется начинать через 5 мин после достижения указанных давлений опрессовки.
В случае повышения этой нормы необходимо принять меры по обеспечению герметичности колонны, после чего испытание следует повторить.
Если нагнетанием жидкости давление на устье скважины повысить до указанного контрольного значения не удается, то колонна считается негерметичной.
Способ снижения уровня. В этом случае уровень жидкости в обсадной колонне снижают с помощью компрессора (т. е. нагнетанием через НКТ или бурильные трубы сжатого газа или воздуха) либо с помощью штанговых или бесштанговых насосов, а также оттартыванием жидкости желонками или вытеснением из скважины трубами {в пределах до 800 — 1000м).
Процесс снижения уровня газом (сжатым воздухом) состоит в том, что в скважину спускают НКТ или бурильные трубы и газом (сжатым воздухом) выдавливают жидкость. Глубина первоначального спуска подъемных труб зависит от давления, развиваемого компрессором. Затем уровень снижают методом постепенного допуска труб до заданной глубины отдельными секциями либо методом аэрации.
Снижение уровня путем вытеснения жидкости через колонну бурильных или НКТ производят следующим образом. Колонну труб с заглушенным нижним концом спускают до забоя, вытесняя из скважины жидкость. Затем часть труб поднимают на высоту hi. На колонну навинчивают патрубок с отверстием и вновь спускают трубы до забоя. При их спуске жидкость входит через отверстие в патрубке, благодаря чему достигается дополнительное снижение уровня жидкости в скважине. Глубину установки патрубка с отверстием определяют по формуле
1—
где h — глубина снижения уровня в эксплуатационной колонне, м; Н — глубина скважины, м; d — наружный диаметр труб, м; D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м. Максимальную глубину снижения уровня h, которую можно достигнуть при этом способе, определяют по формуле:
Здесь di — внутренний диаметр спускаемых труб, м.
При испытании эксплуатационных колонн на герметичность описанным способом необходимо снизить уровень жидкости в
242
Таблица V.3
Глубина снижения уровня, м
Диаметр колонны, мм до 400 400—600 600—800 800—1000 более 1000
114—219 0,8 1.1 1,4 1,7 2,0
более 219 0,5 0,8 1,1 1,3 1,5
скважине до следующих значении:
Глубина скважин, м . . . До 500 500—1000 1000—1500 1500—2000 более 2000 Снижение уровня, не менее, м 400 500 650 800 1000
Если при бурении использовали буровой раствор плотностью 1400 кг/м3 и более, то его заменяют водой. Колонна считается герметичной, если в течение 1 ч перелива жидкости или выделения газа не наблюдается или если уровень жидкости, сниженный до требуемого за 8 ч наблюдения, не будет более данных (в м), приведенных в табл. V.3.
Уровень жидкости следует замерять с помощью лебедки аппарата Яковлева, уровнемером или другими приборами через каждые 2 ч.
Если в течение 8 ч уровень будет больше, чем указано в табл. V.3, производят повторный замер в течение 8 ч. Если и в этом случае высота подъема жидкости окажется выше нормы, то колонна считается негерметичной.
Иногда уровень жидкости не удается снизить. Это указывает на проникновение в скважину жидкости через нарушения в колонне. Работы по отбору жидкости в таких случаях следует проводить до тех пор, пока скважина начнет поглощать нагнетаемую жидкость и будут созданы условия для повторного цементирования. Испытание колонн на герметичность оформляют специальным актом.
КРЕПЛЕНИЕ СЛАБОСЦЕМЕНГИРОВАННЫХ ПОРОД ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами, в скважину из пласта вместе с жидкостью поступает много песка. Если скорость восходящего потока жидкости недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя столб песка (пробку), частично или полностью перекрывающую отверстия фильтра и уменьшающую поступление жидкости из пласта. Кроме того, это приводит к забиванию труб песком и их прихвату, заклиниванию плунжеров и т. д.
16'
243
Рис. V.7. Номограмма для расчета количества цемента, песка и воды
Для уменьшения пескопроявления и предотвращения нарушения призабойной зоны скважин используют следующие методы.
1. Крепление призабойной зоны скважин водоцементным раствором, цементнопесчаной смесью, химическими реагентами, пластмассами и др.; создание гравийных и других фильтров.
2. Применение штанговых скважинных насосов специальных конструкций (например, типа пескобрей); хвостовиков из труб малого диаметра, спускаемых до середины фильтра; полых
244
штанг; скребков-завихрителей и других приспособлений, обеспечивающих вынос на поверхность песка.
3. Создание в насосно-компрессорных трубах скоростей восходящего потока жидкости, обеспечивающих вынос песка на дневную поверхность, за счет подлива в затрубное пространство малодебитных скважин, свободной от песка, нефти или воды, обработанной ПАВ.
Крепление пород призабойной зоны водоце-лентным раствором. Сущность метода заключается в закачке цементного раствора в призабойную зону скважины. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины лласта производят 1—3 заливки. Цементный раствор заполняет пустоты и трещины в породе, твердеет и тем самым закрепляет породу. Однако при этом несколько снижается проницаемость призабойной зоны.
Перед работами по цементированию скважины необходимо произвести расчет процесса цементирования. Цементирование скважины проводят так же, как и цементирование под давлением через трубы с вымыванием излишков цементного раствора и оставлением скважины в покое на срок, необходимый для твердения цемента. По истечении этого срока ее вводят в эксплуатацию.
Крепление пород призабойной зоны цемент-нопесчаным раствором. Метод основан на создании в призабойной зоне проницаемой и устойчивой к размыву массы из цемента и песка.
Для приготовления цементнопесчаного раствора применяют чистый песок с зернами размером 0,2—0,4 мм и тампонажный цемент. Массовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1 :3.
Перед заливкой скважины определяют: объем цементнопесчаного раствора, необходимого для крепления призабойной зоны скважины, количество сухого цемента, песка и воды.
Для облегчения расчетов составлена номограмма (рис. V.7) на случай, когда условная пористость укрепляемой зоны т=1, т. е. порода в этой зоне отсутствует. Объем цементнопесчаной смеси должен соответствовать объему укрепляемой зоны, диаметром которой задаются.
Примеры пользования номограммой.
Пусть диаметр укрепляемой призабойной зоны D = I,2 м, а высота фильтра скважины /1=11 м. Определим необходимое количество цемента Qn, песка Фп и воды QB. Для этого на шкале D к точке с пометкой 1,2 прикладываем линейку так, чтобы она соединила шкалы D и ft. Затем при ее вращении находим на шкале ft отметку с цифрой 11. По прямой, соединяющей шкалы h и Д в точке пересечения со шкалой Qa определяем количество цемента. В данном примере Qn=3,7 т. Правее от этой цифры на шкале QB находим количество потребляемой воды QB= 7,4 м3, а левее — количество песка
Qn=ll,OT.
С помощью номограммы, приведенной на рис. V.7, можно рассчитать объем цементнопесчаной смесн и при условной пористости т, равной 0,5. В этом
245
tf Ммм г
89
60 L
7,35
1 6,3
55
30
2,2 1,96
1,78 /57
1,18
0,98 0,9 0,79
0,69 0,59
L
WOO
950
900
850
SOS
750
700
650
600 550
500
350 300
250 201
Рис. V.8. Номограмма
для определения объема продавочной жидкости (воды)
случае значения Q4, Qn и QH следует разделить на 2 При этом ошибка может быть в пределах 4—14% (в сторону уменьшения), если высота фильтра изменяется от 10 до 100 м, а диаметр эксплуатационной колонны равен 168 и 219 ми.
Объем воды, необходимой для продавки цементнопесчаного раствора в пласт, определяют по номограмме, приведенной на рис. V.8.
В скважину спущены заливочные трубы диаметром 73 мм на глубину 600 м, т.е d=73 мм и Л=600 м. Для определения объема продавочной жидкости на шкале d находим точку с отметкой 73 мм. Приложив к этой точке лннейку и вращая ее в плоскости чертежа, находим на шкале L точку с отметкой 600. По прямой, соединяющей шкалы d и L, в точке пересечения со шкалой V определяем объем продавочной жидкости. В данном примере этот объем равен 1,78 MS.
Цементнопесч аный р аствор пр игот ав лив ают следующими способами:
1) постепенной засыпкой песка с интенсивным перемешиванием в заранее приготовленный цементный раствор;
2) готовят в сухом виде цементнопесчаную смесь, затем затворяют водой в гидравлической мешалке.
Первый способ предпочтительнее, так как при этом получают более равномерную смесь (цемент — песок — вода).
Технологический процесс крепления скважин цементнопесча-ным раствором такой же, как и при креплении цементным раствором. Различие заключается только в способах приготовления раствора.
246
Для создания гравийных фильтров в необсаженных стволах эксплуатационную колонну устанавливают над продуктивным объектом и цементируют в обычном порядке. После разбуривания цементного стакана приступают к созданию гравийного фильтра. С этой целью расширяют ствол скважины в интервале продуктивного пласта ниже башмака обсадной колонны специальным устройством. При этом диаметр ствола может быть увеличен примерно в 2 раза. Затем в интервал продуктивного пласта спускают фильтр со щелевидными отверстиями или фильтр с проволочной обмоткой. Через хвостовые трубы в призабойную зону прокачивают расчетное количество заранее отсортированного гравия и уплотняют в ней чистой продавочной жидкостью {обычно водой). При этом обратной промывкой вымывают излишки гравия на поверхность, что исключает возможность прихвата труб.
УСТРАНЕНИЕ АВАРИИ, ДОПУЩЕННЫХ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА СКВАЖИН
При капитальном ремонте скважин наиболее сложные и трудоемкие работы по ликвидации аварий и осложнений, возникающих в скважинах.
В эксплуатационных и нагнетательных скважинах чаще происходят следующие виды аварий:
1) прихват двух рядов НКТ металлическим сальником или песчаной пробкой;
2) прихват одного ряда труб песчаной пробкой в процессе эксплуатации или в процессе промывки скважины;
3) прихват НКТ со скважинным насосом и защитным приспособлением песчаной пробкой;
4) обрыв одного и двух рядов НКТ;
5} обрыв НКТ со скважинным штанговым насосом, штангами (или без штанг) и защитным приспособлением;
6) оставление в скважине погружного электронасоса с кабелем и без кабеля;
7) обрыв насосных штанг;
8) оставление тартального каната вследствие обрыва или прихвата во время чистки скважины желонкой от песчаной пробки или в процессе снижения уровня жидкости;
9) обрыв каротажного кабеля при электрометрических работах;
10) оставление в скважине или падение в нее отдельных предметов;
И) забитость эксплуатационной колонны различными посторонними предметами.
Перед началом работ по ликвидации аварии мастер по капитальному ремонту скважин должен иметь точные данные о схеме спущенного лифта, марке, числе и размерах труб и штанг
247
по диаметрам и глубинам их спуска, а также об оставшихся в скважинах штанговых насосах или электронасосах, защитных приспособлениях и т. д.
Извлечение прихваченных труб
Обычно трубы оказываются прихваченными пробкой в нижней части, за исключением случаев, когда этот вид аварии произошел вследствие слома верхней части эксплуатационной, колонны.
Существует несколько способов освобождения труб.
Один из них — расхаживание (запрещаются работы по рас-хаживанию прихваченных труб и их извлечению без установки гидравлического индикатора массы), т. е. попеременная натяжка и посадка колонны труб. Во избежание обрыва труб нагрузка при натяжке колонны должна быть на 60—70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб. Расхаживать ее следует равномерно при натяжке не более 0,3—0,5 м за один прием, при этом периодически оставляют трубы в натянутом состоянии. Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта и диаметра спущенных труб, глубины скважины, характера и места прихвата.
Если после первых двух-трех натяжек при одной и той же нагрузке (по гидравлическому индикатору массы) удается поднять трубы за каждый прием на 0,3—0,5 м, то это указывает на то, что есть возможность полностью освободить прихваченные трубы путем расхаживания. В противном случае расхажн-вание следует прекратить.
Иногда путем длительного расхаживания удается поднять трубы только на 5—10 м. Это объясняется тем, что при расха-живании и подъеме труб пробка в затрубном пространстве уплотнилась до такой степени, что дальнейшее расхаживание уже нерационально. В таких случаях, например, для освобождения от прихвата НКТ диаметром 114 мм внутри них размывают пробку с помощью труб меньшего диаметра (73 или 60 мм) с таким расчетом, чтобы не вскрывая башмака, полностью вымыть песок из них до чистой воды, а затем продолжить промывку ниже башмака. Длительной промывкой ниже башмака удается размыть песчаную пробку за трубами, и полностью освободить их от прихвата.
Более результативно промывку можно проводить роторным способом с применением пикообразного долота диаметром 95 мм, которое спускают на бурильных 73 мм трубах. Во время вращения труб удары долота о внутренние стенки НКТ способствуют разрушению уплотненной песчаной пробки в затрубно** пространстве, что также обеспечивает размыв пробки за тру--бами и их освобождение.
В процессе эксплуатации скважины газлифтным способом (особенно эрлифтным) вследствие образования песчаной пробки
248
или металлического сальника возможны следующие случаи прихвата труб:
1) первый ряд труб прихвачен, второй свободен; 2) первый ряд свободен, второй прихвачен; 3) прихвачены оба ряда труб.
1. Извлечение труб при прихвате первого ряда и свободном втором. Для точного установления именно этого случая прихвата рекомендуется дать натяжку второму ряду труб и, если они свободны, то следует закачать воду и извлечь их полностью. При заполнении водой затрубного пространства невыход циркулирующей жидкости — признак прихвата труб первого ряда. В таких случаях во избежание уплотнения пробки не рекомендуется создавать большие давления с целью продавки песчаной пробки в пласт.
Если затрубное пространство не заполняется водой, причина прихвата труб заключается в сломе колонны, через который в процессе эксплуатации поступал песок вместе с жидкостью. Прихват может быть также за счет задевания дефектной частью колонны о муфты лифтовых труб. Такие случаи наиболее часто встречаются в процессе эксплуатации скважины однорядным лифтом. Тогда рекомендуется вначале попытаться расхажива-нием освободить их. Если это не удается, то следует приступить к отвинчиванию прихваченных труб.
Извлечение первого ряда труб комбинированной колонны. При комбинированной колонне НКТ, когда верхнюю часть составляют трубы диаметром 114 мм, спускают внутреннюю освобождающуюся глубинную труболовку на бурильных трубах диаметром 73 мм. Рекомендуется спускать труболовку до переводника. Труболовкой захватывают, отвинчивают и извлекают 114-мм трубы.
После подъема труб диаметром 114 мм и 89 мм (если таковые имеются), а также переводников, расхаживанием или отвинчиванием извлекают хвостовик первого ряда труб. Для ускорения работ практикуется метод одновременного извлечения с предварительной промывкой затрубного пространства между хвостовиком и стенками эксплуатационной колонны. Этот метод заключается в следующем.
В скважину спускают направление диаметром 114 мм, длина которого может быть различной и определяется условиями работы в каждом отдельном случае. На нижнюю трубу навинчивают торцовый фрезер. На этом же направлении после первой трубы или выше ее устанавливают ловильный инструмент. На практике широко применяют установку наружной освобождающейся труболовки механического или гидравлического действия с плашками для захвата под муфту.
Необходимо перед началом промывки инструмент остановить выше конца оставшихся в скважине труб на 3—5 м, восстановить циркуляцию, затем постепенно спускать фрезер в скважину. Оставшиеся трубы, входящие в 114-мм трубы, накрывают, после чего размывают песчаную пробку на всю длину рабочей
249
трубы. Затем промывку ведут до полного выноса размытого песка из скважины, так как наращивание труб разрешается лишь тогда, когда скважина промыта до чистой воды. В противном случае, за время наращивания песок может осесть и прихватить 114-мм трубы. При таких промывках вращать фрезер не рекомендуется. Если не удается размыть крепкую песчаную пробку, вращение допускается при весьма незначительных нагрузках. При чрезмерных нагрузках может произойти разрыв направления диаметром 114 мм. По окончании промывки захватывают, отвинчивают ловильным инструментом трубы и поднимают их. Если отвинтить их не удается, то следует освободить труболовку и захватить трубы несколько выше. После извлечения всех труб скважину промывают до забоя и обследуют конусной печатью.
Извлечение сплошного первого ряда труб. Если колонна первого ряда состоит только из НКТ диаметром 114 мм, способ извлечения их отвинчиванием будет несколько-отличаться от способа извлечения комбинированного ряда труб. Если расхаживанием и промывкой внутри труб описанными способами освободить их от прихвата не удается, то приступают к их отвинчиванию. Первоначально освобождающуюся труболовку спускают несколько выше места прихвата труб пробкой.
После отвинчивания и подъема труб извлекают оставшиеся трубы захватом за верхний конец трубы и отвинчиванием частями. Если песчаная пробка в затрубном пространстве неплотная, нередко удается освободить две и больше труб. Иногда без предварительного размыва сильно уплотненной пробки освободить трубы не удается. Если прихвачены 114-мм трубы в колонне диаметром 168 мм, эти работы протекают в следующей последовательности.
При наличии на конце прихваченных труб муфты ее предварительно отвинчивают муфтовым калибром и извлекают, затем с помощью специального трубного фрезера промывают скважину вокруг 114-мм труб. Не рекомендуется воздействие больших нагрузок на фрезер. По окончании промывки фрезер поднимают и для извлечения труб, освобожденных от пробки, спускают ловильный инструмент.
Уплотненная пробка в затрубном пространстве может быть патронной или сплошной до самого башмака труб.
Выше указывалось, что трубы могут оказаться прихваченными не только песчаной пробкой, окалиной или парафином, но также вследствие дефекта в эксплуатационной колонне (смятия или слома) или наличия какого-либо постороннего предмета, попавшего в скважину между трубами и стенкой колонны.
Прихват труб вследствие дефекта в колонне или наличия постороннего предмета на практике устанавливают в процессе расхаживания труб. При этом их поднимают вверх или опускают вниз на какую-то определенную глубину. Во время подъема нагрузка по показаниям индикатора массы резко увеличивается»
250
а при натяжке мгновенно возрастает без перемещения труб. Это указывает, что трубы прихвачены либо вследствие дефекта колонны или наличия в ней постороннего предмета.
В таких случаях все трубы (до прихваченного места) отвинчивают и извлекают; место дефекта в колонне обрабатывают (срезают) торцовыми фрезами, после чего трубы извлекают соответствующими ловильными инструментами.
Если конец оставшихся труб находится ниже дефекта в колонне, то технология их извлечения заключается в следующем. Конусной печатью обследуют характер дефекта, после чего его исправляют фрезерами или справочными долотами. При этом принимают меры к тому, чтобы не испортить конец оставшихся прихваченных труб. После извлечения аварийных труб место дефекта в колонне ремонтируют.
В случае прихвата посторонними предметами трубы извлекают отвинчиванием до места прихвата, затем торцовыми или кольцевыми фрезерами посторонний предмет срезают или, если удается, проталкивают вниз до забоя.
2. Извлечение труб при прихвате второго ряда и свободном первом. В этом случае расхажива-нием пытаются освободить трубы второго ряда, но во избежание их обрыва не разрешается воздействие большими нагрузками. При значительных нагрузках пробка может разрушиться, вызвать падение освободившихся труб, удар их о переводник первого ряда {при ступенчатой конструкции первого ряда) и обрыв последнего. Если расхаживанием не достигают положительных результатов, то следует попытаться трубы второго ряда пропустить внутрь первого ряда, причем желательно до переводника или до забоя (при трубах первого ряда только одного диаметра). После этого совместно поднимают оба ряда труб.
Если установлено, что трубы второго ряда посажены на переводник первого, то разрешается при подъеме отвинчивать их внутри этого ряда. Если же нижний конец труб второго ряда расположен выше переводника первого ряда, то отвинчивать трубы не разрешается.
При подъеме двух рядов труб для предотвращения обрыва труб второго ряда целесообразнее использовать труболовки освобождающего типа и хомуты с клиньями.
Порядок работы с труболовкой следующий. После установления на элеваторе труб первого ряда, внутрь второго ряда вводят труболовку, имеющую головку с выступом для предохранения труб этого ряда от возможного падения при внезапном разрушении пробки в кольцевом пространстве.
Приподняв оба ряда труб на длину одной трубы, устанавливают муфту 114-мм трубы на элеватор, отвинчивают ее и приподнимают на небольшую высоту. Оголившиеся трубы второго ряда захватывают хомутом с клиньями, а если совпадает муфта, то — элеватором. Затем труборезкой отрезают трубы второго ряда выше хомута с клиньями и извлеченные совместно трубы
251
диаметром 114 и 73 мм опускают на мостки, освобождают тру-боловку и вновь вводят ее внутрь труб второго ряда. После-небольшой натяжки колонны освобождают хомут с клиньями и поднимают оба ряда труб. Эти операции повторяют до тех пор, пока трубы второго ряда полностью не будут освобождены от прихвата и извлечены. При совместном их подъеме может наступить такой момент, когда не будет наблюдаться смещение между трубами первого и второго ряда. В таких случаях в теле 114-мм труб первого ряда вырезают окна, в которые заводят хомуты с клиньями: для захвата труб второго ряда.
3. Извлечение прихваченных труб обоих рядов. После установления факта прихвата труб обоих рядов и при отрицательных результатах мероприятий по освобождению второго ряда трубы извлекают поочередным отвинчиванием.
Порядок работ следующий: трубы второго ряда пропускают вниз насколько возможно, полностью разгружают, отвинчивают их внутри первого ряда и поднимают. Затем 114-мм трубы первого ряда захватывают труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы и пропускают вниз также до полной разгрузки, отвинчивают и извлекают их. В последующем отвинчивают и извлекают поочередно трубы обоих рядов с помощью-ловильного инструмента диаметром, соответствующим диаметру конца труб, оставшихся в скважине. На практике могут быть, случаи, когда при отвинчивании труб первого или второго ряда происходит совместное отделение обоих рядов. Поднимать такие трубы следует с помощью освобождающейся труболовки и хомута с клиньями. Поочередно поднимают их до тех пор, пока не будут извлечены полностью трубы второго ряда. Оставшиеся трубы первого ряда извлекают одним из описанных способов.
Ловильные работы с труболовками ТВМ-1 и ТВМ-2
Перед спуском труболовки ТВМ-1 в скважину проверяют работу механизмов захвата и освобождения. Для этого трубо-ловку устанавливают в вертикальном положении и плавно перемещают плашкодержатель от руки возвратно-поступательно. В верхнем положении плашкодержателя плашки должны утопать в его окнах. Затем корпус вращают (по часовой стрелке — для левой труболовки, против часовой стрелки — для правой) до тех пор, пока фиксатор не выйдет из зацепления с корпусом. При этом плашкодержатель переместится в крайнее верхнее положение и зафиксирует плашки в освобожденном положении. Вращением корпуса против часовой стрелки фиксатор упирается в нижний торец крышки, труболовка приводится в рабочее положение.
Ловильные работы труболовкой проводят в следующей последовательности.
Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны буриль-
252
ных труб и спускают в скважину без вращения во избежание срабатывания механизма фиксации плашек в освобожденном положении.
За 30 м (во избежание прихвата инструмента) до верхнего конца аварийных труб восстанавливают циркуляцию и при прокачке жидкости спускают труболовку до верхнего конца аварийных труб. Строго следя за показаниями индикатора веса, медленно вводят инструмент внутрь ловимых труб и фиксируют момент посадки инструмента. В это время во избежание осложнений не следует передавать полный вес бурильной колонны на аварийные трубы. После ввода труболовки в аварийные трубы осторожно приподнимают инструмент для захвата ловимой колонны труб.
Расхаживанием в пределах грузоподъемности труболовки поднимают захваченные трубы. При невозможности подъема колонны захваченных труб приступают к ее отвинчиванию вращением ротора против часовой стрелки для левой труболовки (по часовой стрелке — для правой). Рекомендуемая растягивающая нагрузка должна составить 50—70 кН для труболовок ТВМ60-1, ТВМ73-1, ТВМ89-1 и 100—120 кН для труболовок ТВМ114-1, ТВМИ4-2.
Извлечение прихваченной колонны аварийных НКТ из сильно искривленных и глубоких скважин отвинчиванием — наиболее ответственная работа, так как при неправильном их проведении возможны осложнения: падение труб во время их подъема, прихват скрученной части колонны труб и т. д. Следует учитывать, что глубина места отвинчивания труб зависит от правильного регулирования растягивающей нагрузки на резьбовое соединение ловимых труб. При этом стремятся извлечь как можно большее их число, для чего (если муфтовые соединения сильно закреплены) растягивающую нагрузку на бурильную колонну принимают близкой сумме весов бурильной колонны и свободной от прихвата части колонны аварийных труб с учетом грузоподъемной силы труболовки. Вероятность отвинчивания над прихватом больше, так как в этой части колонны муфты НКТ более разгружены. Для отвинчивания ротором вращают бурильные трубы (около 20 оборотов), затем расхаживают ло-вильную колонну, периодически доводя растягивающую нагрузку до максимально допустимой. Так как в процессе вращения закручиваются колонны бурильных и НКТ (свободная от прихвата часть), то возможно неполное отвинчивание муфты ловимых труб или муфты наиболее слабо закрепленной при спуске труб в любой части колонны аварийных труб. При этом одновременно могут отсоединиться или ослабиться муфты в нескольких местах колонны. А это опасно, так как во время подъема аварийных труб возможно их падение в скважину.
Один из эффективных методов извлечения труб с сильно закрепленными резьбовыми соединениями — резание колонны на определенных глубинах труборезками.
253
В тех случаях, когда не удается поднять захваченную колонну аварийных труб целиком или по частям, труболовку в скважине освобождают следующим образом.
Резко опускают колонну бурильных труб с труболовкой для страгивания плашек, затем вращают ее ротором (делают не менее 12 оборотов). По показаниям индикатора веса определяют время освобождения труболовки от захваченных труб, после чего ее извлекают из скважины и кладут на мостки. Для освобождения ее от захваченной трубы подставляют деревянный брусок к торцу муфты труболовки и легким ударом кувалды по нему страгивают плашки. При этом, захватив руками корпус, извлекают труболовку (стержень) из ловимой трубы.
После обследования и проверки работы механизма подготавливают труболовку к повторному спуску. При необходимости ее разбирают и собирают в цехе капитального ремонта скважин, в мастерской которого производится техническое обслуживание ловильного инструмента.
Для разборки труболовки ТВМ-1 (см. рис. 111.22) необходимо: отсоединить наконечник 9 и тормозной башмак 6; снять плашкодержатель 7 с плашками 8 со стержня 2\ снять башмак с плашкодержателя и отвинтить муфту /; снять крышку со стержня; снять ниппель 5 и корпус 3 со стержня.
Труболовку собирают в обратной последовательности.
В процессе разборки и сборки запрещается наносить удары по деталям труболовки во избежание получения деформаций.
Ловильные работы с применением труболовки ТВМ114-2 проводят в следующей последовательности.
Перед спуском труболовки в скважину проверяют работу механизмов захвата и освобождения, для чего подвешивают ее в вертикальном положении на крюке. Плавно перемещают плаш-кодержатель рукой возвратно-поступательно. Затем вращают тормоз (схватив за пружину) вправо до тех пор, пока гайка фиксатора не выйдет из зацепления со стержнем нижним. При этом плашкодержатель перемещается в крайнее верхнее положение и фиксирует плашки в освобожденном положении. Вращая тормоз влево, приводят труболовку в рабочее положение.
Если по данным обследования скважины внутренняя полость аварийных труб забита песком, то ее промывают до глубины предполагаемого ввода труболовки. Затем присоединив ее к колонне бурильных труб, спускают в скважину, не доводя до 30 м до верхнего конца аварийных труб. Восстанавливают циркуляцию, и, следя за показаниями индикатора веса с прокачкой жидкости, вводят труболовку внутрь ловимых труб и спускают до заданной глубины.
Приподнимая колонну бурильных труб, осуществляют захват аварийных труб. Затем, вращая бурильные трубы, отвинчивают захваченную колонну.
254
Поднимают колонну бурильных труб одновременно с отвинченными ловильными трубами и труболовкой до устья скважины. Посадив ловимые трубы на элеватор, резко спускают бурильные трубы для страгивания плашек. Вращая трубы вместе с труболовкой против часовой стрелки, фиксируют плашки в освобожденном положении. Поднимают труболовку, затем приступают к подъему ловимых труб.
При невозможности отсоединения аварийной колонны труб освобождение труболовки осуществляют так же, как это было описано выше при работе с труболовкой ТВМ-1.
Для разборки труболовки вывинчивают винт 17 (см. рис. III.23) и отсоединяют наконечник 16. Снимают тормоз вместе с направляющей фиксатора 11. Затем отвинчивают стержень 5. Отвинчивая упорную гайку 4 при помощи торцового ключа, снимают плашкодержатель 2 с плашками 3 с верхнего стержня /.
Собирают труболовку в обратном порядке. Для предохранения ее деталей от коррозии разобранные детали промывают керосином и протирают насухо, а затем смазывают тонким слоем машинного масла.
Ловильные работы труболовками ТВ
При ловильных работах скважину обследуют и определяют состояние верхнего конца аварийной трубы. Для обследования труболовки ее устанавливают в вертикальное положение и плавно без заеданий перемещают плашкодержатель с плашками (при одноплашечной труболовке — плашку) возвратно-поступательно.
Труболовку присоединяют к нижнему концу колонны ловильных труб и спускают в скважину без промывки. За 30 м (во избежание прихвата) до верхнего конца аварийных труб восстанавливают циркуляцию. По достижении верхнего конца аварийных труб спуск труболовки замедляют и вводят ее в трубы, продолжая прокачку жидкости. Признак ввода труболовки— снижение веса по индикатору и повышение давления на выкиде насосов.
Для захвата аварийных труб колонну ловильных труб с труболовкой приподнимают, расхаживают в пределах грузоподъемности труболовки и извлекают захваченные трубы.
Прихваченные ловимые трубы поднимают по частям отвинчиванием. Рекомендуемая растягивающая нагрузка составляет (в кН) для труболовок ТВ48 — 0,3—0,4; для ТВ60 — 0,5—0,6; дляТВ89 иТВ114 —0,8—1,0.
Извлечение упавших труб
Техника извлечения упавших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати определяют местонахождение и состояние конца труб. Нарушения могут быть различными:
255
разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы, ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать инструмент. Нарушенный конец трубы, если он разорван и разворочен наружу, исправляют торцовыми или кольцевыми фрезерами. Если фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1—3 м}, то трубу захватывают инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. Больших нагрузок при натяжке давать не рекомендуется. Для исправления нарушенного конца трубы фрезером срезают ее разорванные концы, извлекают магнитными фрезерами-пауками и приступают к работе по исправлению нарушенного конца. После извлечения дефектной трубы остальные извлекают в обычном порядке.
Если же конец трубы не разорван, а вогнут внутрь и невозможно захватить его наружным ловильным инструментом, то следует обработать конец так, чтобы внутрь его можно было пропустить ловильный инструмент. Такие нарушения обычно исправляют конусным райбером.
При извлечении двух рядов труб может случиться, что концы обоих рядов находятся на одном уровне или конец второго ряда несколько ниже (на 0,2—0,3 м) конца труб первого ряда. Если диаметр колонны 168 мм, а 114-мм трубы первого ряда оканчиваются муфтой, то невозможно захватить их ловильным инструментом ни внутри, ни за тело. Тогда поступают следующим образом:
1) отвинчивают и поднимают муфту 114-мм трубы, захватывают колоколом за резьбу трубы, отвинчивают и поднимают ее; затем ловильным инструментом захватывают трубы второго ряда;
2) обследуют печатью состояние конца второго ряда труб и при возможности захватывают их труболовкой, отвинчивают и поднимают, если это не удается, то дают натяжку и обрывают часть трубы, чтобы обнажить конец первого ряда 114-мм труб, захватить их ловильным инструментом и извлечь,
Иногда трубы не удается отсоединить вследствие сильной их искривленности и невозможности вращения. Тогда прибегают к расхаживанию и если этим не получают положительного результата, то применяют гидравлический домкрат.
Иногда во время падения трубы, врезаясь одна в другую, разрезаются на отдельные ленты. В некоторых случаях эти ленты облегают внешней стороной стенки колонны и, оставаясь прижатыми к ним, не препятствуют прохождению вниз ловиль-ных инструментов. Большей же частью они сильно осложняют производство ловильных работ. Тогда во время обследования печатью часто получают такие же отпечатки, как и при сломе колонны.
Ленты труб извлекают фрезерованием (иногда длительное время) с помощью торцовых фрезеров, захватывая их колоколами или магнитными фрезерами.
256
Извлечение упавших в скважину насосных труб и штанг. Прихваченные или упавшие насосные трубы
и штанги извлекают так же, как и один ряд НКТ. Так как во время падения труб со штанговым насосом сравнительно сильного удара о забой не происходит, при таких авариях происходит гораздо меньше случаев искривления труб и порчи их концов.
Скважинный штанговый насос обычно извлекают вместе с трубами, но иногда и отдельно. Поэтому для выбора типа ло-вильного инструмента следует точно знать, какой типоразмер насоса был спущен.
При извлечении штанговых насосов, прихваченных песчаной пробкой, промывают скважину для удаления пробки вокруг насоса, а затем захватывают его ловильным инструментом.
При падении насосных труб со штангами (если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри них), ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате обрыва ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы становятся более сложными и принимают затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при создании на их конец нагрузки могут скручиваться в скважине, в результате в ряде случаев образуется клубок, изогнутых штанг. В таком случае при их извлечении часто образуется плотный металлический сальник, который приходится вырезать частями торцовыми или кольцевыми фрезерами.
Во избежание обрыва пойманных штанг и повторного их падения, поднимать бурильные трубы следует замедленно, без резких толчков и рывков.
Извлечение погружного электронасоса
Аварии с этими насосами происходят большей частью при спуско-подъемных операциях. Сравнительно реже возможен прихват насоса песчаной пробкой.
В скважине могут остаться: а) насос с протектором и электродвигателем с гидрозащитой;; б) насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой и кабелем; в) насосно-компрессор-ные трубы, насос с протектором, электродвигателем с гидрозащитой с кабелем или без кабеля; г) металлические хомуты (пояса), которыми крепят кабель к трубам при спуске насоса в скважину.
Если в скважине оставлен насос с трубами, кабелем и хомутами, то трубы до насоса извлекают отвинчиванием, а кабель так же, как тартальный канат или кабель от перфоратора.
Трубы, кабель и хомуты поднимают поочередно. Кабель и хомуты извлекают магнитными фрезерами, а насос с трубами — расхаживанием колонны после подъема кабеля и хомутов.
I7—572 257
Технология извлечения погружного электронасоса несколько отличается от технологии извлечения скважинных штанговых насосов. Следует учитывать, что вследствие зазора между наружным диаметром насоса и внутренним диаметром эксплуатационной колонны (168 и 146 мм) не всегда возможен спуск ловильного инструмента в кольцевое пространство и захват за наружную поверхность насоса. Поэтому на бурильных трубах с правым направлением резьбы спускают наружную труболовку или колокол и захватывают за верхнюю часть л ОБИЛЬНО ц головки насоса. Нельзя пользоваться трубами с левым направлением резьбы, так как при вращении возможно отвинчивание насоса от протектора и двигателя, что значительно осложнит последующие работы.
Извлечение труб, прихваченных цементом
Для извлечения зацементированных труб необходимо освободить их от цементного камня между трубами и стенками колонны. Для этого вначале отвинчивают трубы до места прихвата цементом и извлекают их. Затем трубным или кольцевым фрезером офрезеровывают зацементированные трубы. Сэтой целью используют ловильный инструмент освобождающегося типа и за один рейс фрезеруют, захватывают, отвинчивают и поднимают трубы. Длина фрезера с направлением может бытьразлична, но не менее 10 м. Непосредственно над направлением устанавливают ловильный инструмент. Фрезерование и отвинчивание производят с таким расчетом, чтобы конец оставшихся в скважине труб был фрезерован от цементного камня. В противном случае, завести трубы во внутрь фрезера в последующем будет затруднительно, а при эксцентричном расположении труб в скважине можно их разрезать фрезером и тем самым испортить конец труб и осложнить работы. Во время фрезерования нагрузка не должна превышать 10—20 кН. Чрезмерные нагрузки могут привести к поломке и оставлению в скважине части или всего фрезера с направлением. Во время обработки колонны рекомендуется интенсивно промывать скважину буровым раствором, чтобы обеспечить вынос на дневную поверхность разбуренного цемента.
После подъема фрезер с направлением осматривают (выясняют нет ли трещин, слома зубьев и нет ли заклиненной насос-но-компрессорной трубы или муфты внутри направления).
Извлечение тартального каната, каротажного кабеля и проволоки от аппарата Яковлева
В процессе чистки скважин от песчаных пробок желонкой во время электрометрических и других исследовательских работ возможны прихваты или обрывы тартального каната, каротажного кабеля и проволоки от аппарата Яковлева.
258
Во избежание обрыва каната или кабеля при прихвате инструмента или аппарата не разрешается их расхаживать. Если верхний конец каната (кабеля) находится на устье, то спускают канаторезку, с помощью которой отрезается канат или кабель непосредственно у дужки прихваченной желонки или аппарата.
Если нельзя использовать канаторезку, то поступают следующим образом. На бурильных трубах мимо каната или кабеля, находящихся в натянутом состоянии во избежание образования в скважине петель и сальника, спускают воронку с окном. После спуска инструмента до прихваченной желонки или аппарата бурильные трубы вращают на 10—15 оборотов, чтобы навить канат или кабель на воронку и трубы, а затем дают натяжку на трубы. Обрыв каната или кабеля обычно происходит в месте присоединения его к инструменту или перфоратору. Затем канат (кабель) с помощью удочки, крючка или вилки поднимают параллельно с трубами, соблюдая при этом равные скорости подъема. В противном случае возможен их обрыв,
При обрыве каната (кабеля) не рекомендуется обследование скважины печатью, поскольку она приминает его витки, вследствие чего в стволе образуется плотный сальник, что осложняет работы.
Все ловильные инструменты должны иметь ограничители с наружным диаметром, равным диаметру шаблона для данной эксплуатационной колонны, которые препятствуют проникновению инструмента внутрь витков каната или кабеля.
Каждый спуск ловильного инструмента следует контролировать по индикатору массы. По достижении в скважине каната или кабеля нагрузку на инструмент следует довести до 10—30 кН при одновременном его вращении для обеспечения навивки вокруг него ловимого каната или кабеля.
После подъема ловильного инструмента с канатом (кабелем) последний захватывают и надежно крепят специальными хомутами. Освободив канат (кабель) от ловильного инструмента, приступают к подъему оставшейся части каната (кабеля). В этом случае на втором поясе вышки устанавливают ролик и через него навивают канат на барабан подъемного механизма.
Если по ходу ловильных работ установлено, что в скважине образовались клубки из каната или кабеля, то извлечение лучше проводить однорогими удочками или шарнирными удочками конструкции АзИНМАШа.
Если в скважине образовался слишком плотный клубок каната, то спускают ерш, вращением которого при небольших нагрузках удается ослабить спрессованный клубок. Во многих случаях ерш захватывает и выносит куски оборванного каната или кабеля.
При извлечении тартального каната или кабеля металлорежущие инструменты (пикообразные долота, фрезеры всех видов и т. п.) не применяют, так как во время резки образуются мелкие металлические частицы, которые, накапливаясь в стволе
57* 259
скважины, вместе с кусками каната или кабеля образуют плотную металлическую пробку —железное дно. В результате во время фрезерования вокруг бурильных труб может образоваться сальник, что может привести к прихвату или их поломке. Поэтому к фрезерованию прибегают, как к крайней мере.
Чистка ствола скважины от посторонних предметов
Вначале с помощью печати определяют глубину нахождения посторонних предметов в скважине, для чего используют паук, ерш, сверла различных видов, пикообразные долота, магнитные, забойные и торцовые фрезеры и другие инструменты.
Металлические предметы извлекают пауками или магнитными фрезерами, неметаллические (куски дерева, кирпича, бетона и т. п.)—дробят пикообразными долотами, фрезерами, сверлами с одновременной промывкой скважины. Если циркулирующим потоком раздробленные частицы на дневную поверхность не выносятся, то их извлекают пауками.
Если ствол забит плотной металлической пробкой или же она образовалась в процессе чистки скважины, то такая масса не всегда поддается разрыхлению и измельчению долотами, фрезерами и другими инструментами. В таких случаях эксплуатационную колонну извлекают с расчетом поднять обсадные трубы, забитые посторонними предметами и очистить от них ствол. Это возможно при двухколонной конструкции скважины, если уровень пробки находится выше башмака технической колонны и уровня подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной. Работы производят аналогично тому, как и при замене поврежденной части колонны.
Различные мелкие предметы (кувалды, цепи от ключей, сухари, плашки и т. п.) извлекают магнитными фрезерами или фрезером-пауком.
Магнитный фрезер спускают в скважину на бурильных трубах. С промывкой и медленным вращением инструмент доводят до забоя. Металлические предметы, омываясь струей жидкости, заходят внутрь фрезера и притягиваются нижним полюсом магнита. Фрезер вращают на забое в течение 5—10 мин, после чего прекращают промывку скважины, и поднимают его.
Если не удается захватить отдельные предметы, их проталкивают до забоя, офрезеровывают или дробят на мелкие куски, а затем захватывают различными инструментами.
Затруднительно извлекать перфораторы различного вида, так как их гладкая термически обработанная наружная поверхность не захватывается колоколами и наружными труболовками. Кроме того, бывают случаи разрыва одной из камер и заклинивания аппарата в колонне.
При наличии в скважине кармана (зумпфа) достаточной глубины и невозможности извлечь отдельные предметы их проталкивают в зумпф и оставляют на забое.
260
ПЕРЕХОД НА ДРУГИЕ ГОРИЗОНТЫ И ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ
Переход скважины с одного объекта на эксплуатацию другого пласта (горизонта, пропластка), залегающего выше или ниже, производят в связи с временным или полным прекращением разработки пласта по тем или иным
причинам.
Работы по переходу скважины на другие горизонты обычно
осуществляют на многопластовых нефтегазовых месторождениях с целью более полного охвата разработкой всех залежей и более р-ационального использования фонда действующих скважин.
Переход на эксплуатацию ниже- или вышезалегающих пластов осуществляют в основном в случаях истощения или мало-дебитности эксплуатируемого пласта, его полного обводнения контурной водой, а также при превышении газового фактора оптимальных значений для данной залежи или по каким-либо техническим причинам.
Переход на другие горизонты по техническим причинам до-- пускается, если
1) нет возможности осуществить изоляционные работы по прекращению притока посторонних вод;
2) дальнейшая нормальная эксплуатация скважины затруднена вследствие дефектов в обсадной колонне и невозможно их исправление;
3) в скважине произошли сложные аварии, ликвидация которых невозможна или экономически нецелесообразна.
Одной из главных причин, дающих основание для перехода скважины на эксплуатацию другого пласта, — истощение разрабатываемого пласта, когда суточный дебит снижается до предела рентабельности.
Решение о нецелесообразности дальнейшей эксплуатации скважиной данного пласта в результате ее малодебитности по нефти и газу принимают лишь после применения в ней всех известных методов по повышению ее производительности.
Переход скважины на вышезалегающий горизонт осуществляют в случае необходимости прекращения эксплуатации оставляемого горизонта или по техническим причинам. В этих целях эксплуатируемый пласт разобщают от вновь выбранного путем создания монолитного цементного моста в колонне над оставляемым горизонтом. При этом основное внимание следует уделять изоляции оставляемого горизонта от проникновения воды (в особенности, если она высоконапорная, а переходный горизонт расположен на небольшом расстоянии от оставляемого объекта). В таких случаях используют способ цементирования под давлением через отверстия фильтра. Если же переходный горизонт находится на значительном удалении от оставляемого объекта, цементный стакан можно создавать цементированием без давления.
261
Если нет опасности проникновения чуждых вод в переходный объект, то забой можно затрамбовать песком или глиной, а затем создать цементный стакан необходимой высоты. В скважинах, сильно поглощающих жидкость, практикуется ввод в пласт песка до частичного восстановления циркуляции и лишь после этого производят цементирование под давлением.
Для снижения интенсивности поглощения жидкости пластом применяют одну или две заливки гельцементом с добавкой в цементный раствор алюминиевого порошка или предварительную глинизацию пласта.
В ряде случаев на практике при двухколонной конструкции в заколонном пространстве цементного кольца не оказывается, что создает угрозу проникновения чуждых вод к новому (переходному) объекту через это пространство. Тогда рекомендуется вырезать и извлечь внутреннюю колонну на 15—20 м ниже переходного объекта, а затем произвести тампонирование под давлением с таким расчетом, чтобы новый искусственный забой был выше обреза извлеченной колонны на 8—10 м.
Если по ряду технических причин колонну извлечь невозможно, ее простреливают ниже переходного объекта на 10—15м и затем цементируют под давлением с расчетом лродавки цементного раствора в межтрубное пространство и оставления в колонне цементного стакана соответствующей высоты. До начала цементирования скважина должна быть "обследована печатью.
Во всех случаях после установления надежного цементного стакана на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня.
Переход на нижезалегающий горизонт производят сравнительно редко и обычно в тех случаях, когда соседние скважины, с помощью которых должны были извлечь нефть из намечаемого к переходу объекта, выбыли из эксплуатации по тем или иным геолого-техническим причинам.
Работы при этом сводятся в основном к следующему. Колонну и забой обследуют конусной печатью для установления исправности эксплуатационной колонны и чистоты забоя. Затем оставляемый горизонт цементируют под давлением через отверстия фильтра. Затем цементный стакан разбуривают до необходимой глубины и испытывают колонну на герметичность. На практике в большинстве случаев приходится эту операцию повторять неоднократно с заливкой нескольких пластов и раз-буриванием нескольких цементных стаканов.
ПЕРЕВОД СКВАЖИН ИЗ КАТЕГОРИИ В КАТЕГОРИЮ ПО НАЗНАЧЕНИЮ
Перевод нефтяных добывающих скважин в нагнетательньн и обратно при внутриконтурном заводнении, а также в конт рольные диктуется технологией разработки нефтяных месторож
262
деиий — переносом фронта нагнетания, внедрением очагов заводнения, усилением контроля за состоянием разработки и т. д.
Наибольшую сложность представляет перевод нефтяной скважины в нагнетательную, имеющую, как правило, более напряженные рабочие параметры. К такой скважине предъявляются повышенные требования к прочности и герметичности эксплуатационной колонны. В этих случаях работы проводят по утвержденному плану, согласованному с проектным институтом и Госгортехнадзором. В плане работ предусматривают:
проверку технического состояния эксплуатационной колонны;
упрочение крепи путем доподъема цементного стакана за обсадной колонной до устья;
в случае высоких давлений нагнетания — спуск дополнительной рабочей колонны с установкой на пакер или цементированием над кровлей пласта;
оборудование устья под условия нагнетания;
опрессовку на герметичность элементов скважины и оборудования.
РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ПАКЕРАМИ-ОТСЕКЛТЕЛЯМИ ОРЗ, ОРЭ
Ремонты в основном вызываются техническими условиями эксплуатации и профилактики разобщающих узлов (пакеров) и специальных устройств оборудования, необходимостью проведения периодических испытаний качества разобщения пластов и смены уплотнительных элементов.
Подготовка скважины для спуска оборудования заключается в следующем:
заглушают скважину;
извлекают подземное оборудование;
проверяют и очищают ствол от посторонних предметов;
шаблонируют обсадную колонну шаблоном длиной не менее 2 м, диаметром не менее 140 мм для 168-мм колонны, диаметром не менее 120 мм для 146-мм колонны, при этом шаблон должен свободно проходить весь ствол до искусственного забоя;
спускают опрессовочный пакер, устанавливают его над интервалами и спрессовывают НКТ и колонны;
очищают от продуктов коррозии и заусениц место установки уплотнительных элементов оборудования в обсадной колонне и интервале перфорации.
Перед спуском оборудование тщательно осматривают с целью установления работоспособности узлов и деталей. При этом особое внимание уделяют состоянию уплотнительных элементов, отсутствию в рабочих каналах посторонних предметов, правильной установке промывочного канала. Рекомендуется предварительная проверка работы оборудования на устье (посадка, опрессовка, закачка, промывка и т. д.), после чего его спускают на необходимую глубину. Контроль установки ведут по замеру или по НГК-
263
ЗАРЕЗКА И БУРЕНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА
Зарезка и бурение второго ствола — метод восстановления скважин, ремонт которых известными способами технически невозможен или экономически нецелесообразен. Этот метод позволяет пополнять действующий фонд скважин, улучшать состояние разработки залежей за счет восполнения сетки разработки путем перевода скважин из верхних горизонтов, повышать текущую нефтеотдачу, сокращать сроки извлечения остаточных запасов нефти. Кроме того, этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно.
Работы по зарезке и бурению второго ствола состоят из следующих основных этапов;
1) выбор интервала в колонне для вскрытия окна;
2} спуск и крепление отклонителя в колонне;
3) вскрытие окна в колонне;
4) бурение второго ствола;
5) подготовка и спуск эксплуатационной колонны или «хвостовика»;
6) цементирование колонны (разобщение пластов); 7} испытание колонны на герметичность.
Выбор интервала в колонне для вскрытия окна
При выборе глубины вскрытия окна в колонне необходимо учитывать конструкцию скважины, характер залегающих пород, техническое состояние колонны и т. д.
Если в скважине предусмотрены две или несколько колонн, то интервал для вскрытия окна выбирают на такой глубине, чтобы работы производились в одной колонне в разрезе, выраженном глинистыми породами. В слабосцементированных песках, песчаниках, а также при отсутствии за колонной цементного кольца наблюдались случаи размыва и осыпания пород, приводивших к обвалам, прихватам инструмента ниже окна, к потере ствола. Вскрытие окна против крепких и перемежающихся мягких и крепких пород приводит к тому, что второй ствол зачастую не отходит от основного, а проходит рядом с ним, особенно когда бурение ведется при полном поглощении промывочной жидкости. Такие скважины оказываются малопроизводительными вследствие нарушения призабойной зоны в процессе предыдущей эксплуатации скважины основным стволом.
Спуск и крепление отклонителя в колонне
Отклонитель — инструмент, предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и придающий начальное направление буровому инструменту при забуривании второго ствола. Он представляет собой
264
Таблица V.4
Максимальный Длина отклони- Длина желоба
Тип отклояигеля наружный диа- теля без спуско- или конической Угол скоса
метр, мм вого клина, мм части, ми
O3C-I46 108 4500 2500 2°30'
ОЗС1-168 136 5300 2600 2°30'
ОТ-219 168 4600 2800 3°00'
ОТ-273 225 4800 3000 3°00'
плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния.
Основные размеры применяемых отклонителей приведены в табл. V.4.
Наиболее распространен отклонитель типа ОЗС (рис. V.9), который состоит из трех основных узлов: узла опоры и закрепления 4, клина-отклонителя 3 и спускного клина 2. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, исключающей возможность проворачивания его при вскрытии окна и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клина-отклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом. Спускной клин соединяется с инструментом двумя болтами 5- К верхней части клина на резьбе крепится переводник 1 для соединения с колонной бурильных труб. Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержателем, соединенным с корпусом двумя винтами 7. Узел опоры и закрепления с клином-отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под углом 15 или 30° и имеющими профиль поперечного сечения в виде «ласточкина хвоста». Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закреплению также препятствует винт 6.
Вначале колонну обследуют печатью, диаметр которой должен быть на 10—12 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Затем спускают направление (шаблон), диаметр и длину которого определяют по формулам
4) мы, (V.4)
3) мм, (V.5)
где Do — наибольший диаметр отклонителя, мм; L0 — длина отклонителя, м.
После этого с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми предполагается вскрыть окно.
Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тела трубы резко отличаются от магнитных свойств на участке муфты. Поэтому при прохождении прибора
265
-ф-
Рис. V.9. Отклонитель ОЗС
Рис. V.10. Механический фиксатор 1ФГМ-168
внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда появляется импульс э.д.с,, записываемый на диаграмме в виде пики.
Гидрорасширитель спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают его на 20—30 м выше предполагаемого места вскрытия окна. В колонну бурильных труб закачивают жидкость, под давлением которой резцы выходят из корпуса расширителя и упираются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Не прекращая закачки жидкости, гидрорасширитель осторожно опускают вниз. В месте расположения муфты резцы упираются в стык обсадных труб, что отмечается на гидравлическом индикаторе массы. Затем прекращают закачку жидкости, в результате чего резцы заходят в корпус; гидрорасширитель опускают на 0,3—0,4 м и вновь закачивают жидкость, чтобы создать давление для нового выдвижения резцов. Местоположение последующих муфт определяют в том же порядке. Гидравлический расширитель извлекают из скважины и создают цементный стакан в колонне с расчетом установки отклонителя между муфтами.
Если место установки отклонителя выбрано неправильно, то райбер в процессе вскрытия окна может попасть на муфтовое соединение, а это приведет к значительному удлинению времени зарезки, к нарушению колонны и к другим осложнениям.
Для совмещения работ по определению местонахождения одного или нескольких муфтовых соединений эксплуатационной колонны и создания цементного стакана под отклонитель применяют глубинный механический фиксатор 1ФГМ-168 (рис. V.10). Он состоит из корпуса, узла фиксации, узлов центрирования и патрубка с ловушкой.
Корпус 1 имеет форму цилиндра с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части предусмотрена для присоединения к колонне заливочных труб. Узел центри-_ рования представляет собой три центрирующих пружины Р, закрепленные в корпусе. Узел фиксации состоит из трех защелок 3, подпружиненных консольными пружинами 2 и закрепленных в прорезях корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного в корпусе установочным винтом 8. Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемые с нижним концом корпуса при помощи резьбы, служат для создания цементного стакана и улавливания поршня с целью повторного его использования.
Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и основные узлы. Затем спускной клин соединяют с направляющим клином с помощью болтов. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора массы.
При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют и определяют глубину забоя
267
посадкой отклонителя с усилием 10—20 кН. После достижения забоя телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (80—100 кН) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином, и поднимают клин на поверхность.
Направленный спуск отклонителя. Одна из главных особенностей технологии проводки наклонно-направленных скважин роторным способом заключается в точном ориентировании отклонителя в колонне по заданному направлению (азимуту). На практике наиболее распространены следующие способы ориентирования: 1) С. В. Авилова и Ф. А. Гусейнова; 2) с помощью фиксатора направления; 3) Шаньгина — Кули-гина.
По способу С. В. Авилова и Ф. А. Гусейнова спуск и установку отклонителя на забое в заданном азимуте осуществляют с помощью прибора ПВ-1, а ориентированный спуск — с помощью фиксатора направления. Действие фиксатора основано на использовании внутренней стенки обсадной колонны в качестве опоры, которая позволяет фиксировать отклонитель в заданном направлении.
По способу Шаньгина — Кулигина в муфте клина крепят нож с зубьями, спускают отклонитель на заданную глубину, а затем внутрь бурильных труб — аппарат Шаньгина — Кулигина. По отпечатку ножа на свинцовой печати аппарата и направлению наклона скважины, установленному по риске на стаканчике с плавиковой кислотой, определяют необходимый угол поворота отклонителя вокруг своей оси.
Вскрытие окна в колонне
Для вскрытия окна в колонне, через которое в последующем предполагается забурить второй ствол, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС. Райберы имеют форму усеченного конуса с продольными зубьями, усиленными пластинами из твердого сплава, приваренные стержневым чугуном.
В целях ускорения процесса вскрытия окна в колонне вместо комплекта трех фрезеров-райберов типа ФРС применяют комбинированный райбер, райбер-фрезер типа РПМ и другие, обеспечивающие за один рейс полное вскрытие окна в колонне.
Комбинированный райбер (рис. V.11) состоит из трех секций, соединенных между собой. Секции имеют различные диаметры (?>ь D2 и Лэ) и длины (lt> 12 и /з) и по мере сра-ботки могут быть заменены.
Первая нижняя секция /i —основная рабочая, наклонена к оси райбера под углом си, равным 8°. Она начинает протирать колонну с момента соприкосновения его с верхним концом отклонителя. Вторая секция 1% с углом наклона а?=1°30' расширяет окно, протертое первой секцией. Третья секция, имеющая
2GS
Рнс. VJ1. Комбинированный райбер
Рис. V.12. Райбер фрезер типа РПМ
цилиндрическую форму, предусмотрена для обработки стенки* окна.
Все боковые поверхности секций райбера армированы пластинками из твердого сплава. Угол встречи зуба с колонной в момент резания составляет 10°. Колонна протирается не одновременно всей поверхностью зуба райбера, а по мере углубления, что облегчает условия работы райбера и бурильной колонны. Торцовая часть райбера также усилена пластинками из высокопрочного твердого сплава.
Для циркуляции промывочной жидкости в процессе вскрытия окна в секциях имеются боковые отверстия, расположенные в шахматном порядке. Конструкция райбера — разборная.
Райбер-фрезер типа РПМ (рис. V.12) предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146—273 мм. На цилиндрической и конической поверхностях корпуса прорезаны пазы и запрессованы каскады режущих зубьев. В корпусе
269
предусмотрены промывочные отверстия для выхода циркуляции.
При вскрытии окна комплектом из трех фрезеров-райберов
работы производят последовательно, начиная с райбера № 1, имеющего наименьший размер, при нагрузке 20—30 кН и частоте вращения 40—60 об/мин. По мере углубления райбера частоту вращения увеличивают до 50—-70 об/мин при той же осевой нагрузке. После вскрытия окна длиной 1,4—1,6 м от конца отклонителя, т. е. когда нижний конец райбера уже выходит из соприкосновения с колонной, частоту вращения ротора доводят до 80—90 об/мин, а осевую нагрузку снижают до 10—15 кН.
Райбером № 2 при нагрузке 10—15 кН разрабатывают и расширяют интервал, пройденный райбером № 1, по всей длине отклонителя. Райбером № 3 обрабатывают стенки окна и обеспечивают выход в породу при осевой нагрузке до 10 кН и частоте вращения ротора 80—90 об/мин.
«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер № 3 без вращения инструмента свободно проходит в него, при этом диаметр райбера сохраняется в пределах не менее 142 мм. В противном случае рекомендуется обработать окно еще одним райбером диаметром 143 мм.
При использовании комбинированного райбера и райберов типа РПМ осевую нагрузку рекомендуется поддерживать в пределах 15—30 кН при частоте вращения ротора 60—90 об/мин.
Вскрытие окна производят, не превышая заданной осевой нагрузки. Большие осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну, и окно получается укороченным. Это создает условия для возникновения и концентрации переменных по величине и по знаку 'напряжений в теле бурильных труб, что приводит к довольно быстрому появлению усталости металла и, как следствие, — к поломке бурильных тр>б в утолщенной части. Кроме того, затрудняется пропуск долота за колонну и оно, как правило, останавливается в окне в результате образования «мертвого» пространства — необработанной стенки колонны, возвышающейся над нижним окончанием среза отклоняющего клина. Обработать эту выступающую часть стенки райберами практически невозможно и в некоторых случаях приходится вновь спускать отклонитель, и повторять работы по-вскрытию нового окна.
Во избежание этого над райбером для создания жесткости устанавливают утяжеленные бурильные трубы соответствующих размеров. Для вскрытия окна в скважинах с двумя-четырьмя клапанными и винтовыми колоннами диаметром 168 мм и более требуется длительное время и повторная проработка окна райберами разных номеров. Для облегчения и ускорения этого процесса целесообразно уменьшить число рядов обсадных колонн в интервале окна отвинчиванием или торпедированием. Но вначале необходимо определить длину свободной части колонны. При большой разнице в диаметрах колонн окно во внутренней
270
колонне прорезается на всю длину скоса клина отклонителя, а затем в зависимости от соосности и длины просвета необходимо начать продольную прорезку в значительном интервале последующих колонн до выхода рай-бера в грунт. В этих случаях окно рекомендуется вскрывать удлиненными райберами, снижая осевую нагрузку на них.
ВНИИБТ разработал и внедрил новую технику и технологию зарезки и бурения второго ствола, сущность которых заключается в следующем.
С помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), которое исключает применение отклонителей и райберов, полностью вырезают часть обсадной колонны длиной 5—6м в намеченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127, согласно проектному профилю, бурят второй ствол с заданным отклонением.
Универсальное вырезающее устройство (рис. V.13) предназначено для полного удаления части эксплуатационных колонн диаметром 168—219 мм.
Поршень 2, имеющий отверстия для прохода промывочной жидкости, снабжен металлокерамическими насадками и уштот-нительными манжетами. Возвратная пружина 4 служит для возврата поршня 2 и толкателя 5 в исходное положение. Рез-^ цы 7— съемные, располагаются в прорезях корпуса 1 и удерживаются толкателем, пальцами и опорным кольцом. Прореза-ние стенки обсадной трубы осуществляется 'Прорезными резцами, армированными твердым сплавом, а торцевание тела трубы—торцующими резцами, снабженными заменяемыми твердосплавными вставками.
Промывочная жидкость, проходя через отверстия в поршне, создает перепад давления, под действием которого толкатель выдвигает резцы из корпуса. При этом резцы поворачиваются относительно съемного опорного кольца, которым воспринимается реактивная сила от осевой нагрузки при торцевании трубы. Вращение устройства осуществляется ротором.
Проверку внедрения резцов в тело обсадной трубы в начальный период прорезания окна необходимо производить без нагрузки в течение 10—15 мин. Дальнейшее прорезание колонны осуществляют постепенным увеличением осевой нагрузки до
Рис. V.13. Универсальное вырезающее устройство.
/ — разъемный корп>с, 2 — по-шень 3 — шток, 4 — возвтатнач пружина; 5 •— толкатель, 6 — центраторы; 7 — резцы
271
5—10 кН при расходе жидкости 10—12 дм3. По мере сработки резцов торцевание колонны производят увеличением осевой нагрузки от минимальной до 50 кН при том же расходе. Для замены резцов устройство поднимают на поверхность после резкого падения механической скорости фрезерования тела трубы.
После вскрытия в эксплуатационной колонне приступают к процессу бурения второго ствола.
Режимы бурения
Режим бурения характеризуется следующими параметрами: осевой нагрузкой на долото; частотой вращения долота; расходом промывочной жидкости и ее качеством; временем пребывания долота на забое.
Различают опт им а льный испециальный режимы бурения.
Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки.
Специальным называют режим, установленный для за-буривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе керна и др.
Передавать осевую нагрузку на долото за счет массы нижней секции колонны бурильных труб нерационально, так как в. этом случае секция будет подвергаться напряжениям на сжатие, изгиб и кручение. Это приводит к поломкам бурильной колонны и искривлению ствола скважины. Поэтому в нижней части бурильной колонны устанавливают утяжеленный низ. В процессе бурения осевая нагрузка на долото не должна превышать 0,75 массы утяжеленного низа.
Заданная нагрузка на долото контролируется гидравлическим индикатором массы. Осевая нагрузка в процессе забури-зания второго ствола должна быть равномерной при скорости троходки 3—4 м/ч.
Частота вращения долота должна быть в пределах 40— 50 об/мин. На таком режиме второй ствол следует забуривать ie менее чем на 5—6 м. Если в этом интервале долото работало нормально, бурение можно вести на оптимальном режиме.
После спуска очередного долота при нагрузке 15—30 кН прорабатывают интервал 10—15 м от забоя. В течение нескольких нинут поддерживают пониженную нагрузку для того, чтобы опо->ы долота приработались, а затем увеличивают ее до требуемого значения, согласно указаниям геолого-технического наряда» i поддерживают постоянной.
72
Окончательно осевую нагрузку бурильщик должен выбирать, сам, добиваясь наибольшей механической скорости проходки.
Успешное бурение второго ствола до проектной глубины и-последующие работы во многом зависят от качества и количества промывочной жидкости, подаваемой на забой, т. е. от скорости восходящего потока в затрубном пространстве.
Промывочные жидкости и борьба с осложнениями
В качестве промывочной жидкости при бурении второго-ствола применяют: буровые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду, обработанную ПАВ.
Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках комовой глины или глино-брикетов, а также централизованно на глинозаводах.
Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно-лишь при полном и своевременном удалении выбуренной породы с забоя. В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту.
Существуют три способа очистки промывочной жидкости от выбуренной породы:
1) осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойниках циркуляционной системы;
2) очистка раствора при помощи механических сит;
3) сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающего потока бурового раствора.
Химическая обработка и утяжеление бурового раствора
Химическую обработку бурового раствора, обеспечивающую получение раствора определенных качеств согласно геолого-техническому наряду, производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки; достижения минимального значения статического напряжения сдвига; понижения вязкости; лучшего закрепления неустойчивых пород; предохра-нения от потери циркуляции или ее снижения; сохранения глинизирующей способности раствора при разбуривании соленос-ных и гипсоносных толщ; утяжеления бурового раствора и сохранения при этом его подвижности; противодействия влиянию высоких температур; сохранения чистоты ствола скважины.
При первичной обработке получают буровой раствор с определенными заданными параметрами. Повторную обработку производят в процессе бурения для поддержания необходимых параметров бурового раствора, полученных при первичной обработке.
18—572 273
Для химической обработки раствора применяют:
1) реагенты-стабилизаторы — понизители водоотдачи и вязкости: углещелочной (УЩР) и торфощелочной (ТЩР) реагенты; сульфит-спиртовую барду (ССБ); сульфит-щелочной реагент (СЩР); конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ); карбоксиметилцеллюлозу (К.МЦ); сульфоэфирцеллю-лозу (СЭЦ); полифенолы лесохимические (ПФЛХ); крахмал и др.;
2) реагенты-регуляторы структурно-механических свойств растворов: каустическую и кальцинированную соду; жидкое стекло; хлористый натрий; известь и др.
Утяжеление бурового раствора. Для утяжеления раствора применяют тонкомолотые тяжелые минералы, плотность которых находится в пределах 4200—5200 кг/м3: гематит, магнетит, барит, концентрат колошниковой пыли. При введении утяжелителя повышается вязкость бурового раствора, а после добавки воды уменьшается плотность, снижается вязкость и увеличивается водоотдача. Во избежание этого рекомендуется заранее смачивать утяжелитель водой или реагентом, а затем обрабатывать раствор реагентами, понижающими водоотдачу.
Специальные буровые растворы
К ним относят эмульсионные растворы и растворы на нефтяной основе.
Эмульсионные растворы — химически обработанные буровые растворы, в водной дисперсионной среде которых равномерно распределены капельки нефти. Содержание нефти доводится до 10—30%. Благодаря применению эмульсионных растворов повышается проходка и механическая скорость бурения (особенно в пластичных и вязких породах), облегчается прокачивание раствора, значительно уменьшается опасность прихватов и затяжек инструмента.
В качестве основного компонента используют чистую нефть, нефть с водой (до 20%), дизельное топливо и др. При введении 5% нефти резко снижается липкость, при 7—8% прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не препятствует осуществлению электрометрических исследований.
Растворы на нефтяной основе готовят из нефтепродуктов. В качестве основы используют дизельное топливо с содержанием ароматических углеводородов не более 28%.
Твердой фазой раствора служит окисленный битум с температурой размягчения 140—160 °С. В качестве структ>рообразо-вателей используют окисленный парафин или окисленный битум и едкий натр. Приготовление раствора сводится к растворению окисленного битума и окисленных нефтепродуктов в дизельном топливе. Применяют два вида растворов, затворенных на нефтяной основе,
274
1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды, стабилизированный натриевым мылом окисленного парафина. Состав: 10—20% битума; 1,5—3% натриевого мыла окисленного парафина; 0,7— 1,5% едкого натра; 1—5% воды; остальное (до 100%) количество составляет нефтяная масса (дизельный дистиллят или дизельное топливо).
2. Раствор, приготовленный на основе дистиллятных нефтепродуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного петролатума; остальные компоненты добавляют в тех же количествах, что и в растворе первого типа.
Свойства растворов, затворенных на нефтяной основе, ухудшаются при их значительном обводнении. Допустимое количество воды не должно превышать 10%.
Растворы, приготовленные на нефтяной основе, применяют для вскрытия: 1) продуктивных пластов с высокой проницаемостью и низким пластовым давлением; 2) сильно дренированных продуктивных пластов; 3) продуктивных пластов с низкой проницаемостью независимо от пластового давления, в особенности если продуктивный пласт представлен песчаником, сцементированным размокающими глинами; они же рекомендуются при проводке скважин в осложненных геологических условиях, где применение обычного бурового раствора не дает положительных результатов.
Раствор на нефтяной основе приготавливают следующим образом.
Для получения раствора в глиномешалку заливают 60% концентрата (27—30% рубракса, 5—6% окисленного петролатума и 64—68% дизельного топлива) и при непрерывном перемешивании вводят 40%-ный раствор каустической соды в количестве 1,5—2,5% к объему мешалки. Затем раствор перемешивают в течение 15—20 мин, чтобы щелочь прореагировала с окисленным петролатумом, добавляют дизельное топливо или нефть до полного объема мешалки и перемешивают еще в течение 10—15 мин.
Параметры раствора, затворенного на нефтяной основе, в процессе бурения второго ствола при необходимости регулируют добавками концентрата, дизельного топлива и утяжелителя.
Контроль параметров промывочной жидкости. При бурении второго ствола необходимо следить за параметрами промывочной жидкости и поддерживать их, согласно требованию геолого-технического наряда. Для этой цели предназначен буровой комплект раствора БКР, в состав которого входят: ареометр, вискозиметр, термометр и секундомер.
Для полного контроля всех параметров бурового раствора служит комплект лаборанта КЛР-1 — комплект средств информационной системы службы буровых растворов и предназначен-
18* 275-
ный для проверки данных, полученных замерщиком или помощником бурильщика с помощью бурового комплекта БК.Р-1.
Значительная часть осложнений при бурении второго ствола происходит в результате несоответствия свойств промывочной жидкости геологическим условиям проводки скважин. Обычно на борьбу с осложнениями затрачивается больше средств и времени, чем на профилактические мероприятия по их предупреждению.
Борьба с поглощением промывочной жидкости. Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении второго ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах. Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется:
1) снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;
2) изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;
3) бурением без циркуляции.
Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей.
Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют: жидкое стекло — до 5% от объема циркулирующего раствора; каустическую соду — до 4% от объема циркулирующего раствора (количество соды указано, исходя из твердого вещества); известь —в количестве, необходимом для требуемой вязкости бурового раствора (известковое молоко приготавливают на скважине в глиномешалке, для чего 3/4 ее объема заливают водой, а затем до полного объема загружают гашеной известью, после тщательного перемешивания эту смесь добавляют в раствор через желоб); бурый уголь и каустическую соду, добавляемые в буровой раствор в виде УЩР, содержащего повышенное количество каустической соды; кератиновый клей, добавляемый для снижения плотности раствора и повышения вязкости; костный клей, добавляемый для повышения вязкости; различные инертные добавки, как, например, опилки и рисовая шелуха, мелкие обрезки резины и тканей, вводимые в буровой раствор через глиномешалку.
Если применение специальных растворов не дает положительных результатов, то необходимо перейти на бурение с промывкой аэрированной жидкостью и пенами.
Для борьбы с интенсивным поглощением промывочной жидкости применяют быстрогустеющие глиноцементные (БГС) и быстросхватывающиеся смеси (БСС), приготовленные на базе тампонажных цементов с введением в воду для затворения оп-
276
ределенного количества ускорителей структурообразования
(схватывания).
При использовании различных цементных смесей рецептуру их подбирают с учетом забойной температуры и давления, с ростом которых сроки схватывания раствора сокращаются.
Если в процессе бурения второго ствола при закачке тампо-нажного цемента или БСС не получают положительных результатов, то рекомендуется прокачивать песок с последующим креплением его в призабойной зоне тампонажным раствором или БСС.
Если перечисленными методами ликвидировать поглощение промывочной жидкости не удается, забуривают второй ствол без циркуляции. Однако это рекомендуется лишь в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. д.).
В процессе бурения при поглощении бурового раствора в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью проникает также и разбуренная порода. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо внимательно следить за показаниями индикатора массы и работой насоса.
Борьба с обвалами
Обвалы чаще всего происходят в результате применения при бурении второго ствола некачественных буровых растворов. Признаки обвалов в скважине:
1) значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;
2) резкое повышение вязкости бурового раствора;
3) вынос раствором на дневную поверхность большого количества частиц обваливающихся пород;
4) при спуске инструмент не доходит до забоя; 5J затяжки инструмента в процессе его подъема. Основные мероприятия по борьбе с обвалами:
1) применение бурового раствора, исключающего обвалы;
2) сокращение до минимума непроизводительных простоев и поддержание необходимого в условиях ожидаемых обвалов режима бурения;
3) обеспечение необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве.
Борьба с прихватами инструмента
В процессе бурения прихваты могут происходить по следующим причинам: длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения); сужение ствола, обусловленное набуханием или сползанием пород; поглощение бурового раствора; низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка; неудовлетворительная очистка борового раствора в желобах от частиц
277
выбуренной породы; недостаточная скорость восходящего потока в затрубном пространстве; выпадение утяжелителей из раствора; искривление ствола скважины.
Установлено, что наиболее распространенными видами прихватов являются прилипание бурильной колонны к глинистым коркам, отложившимся на стенках скважины, и затяжки вследствие образования сальников от сорвавшихся толстых корок со стенок скважины во время подъема бурильных труб.
Для предупреждения прихватов бурильной колонны необходимо:
1) применять высококачественные буровые растворы, создающие небольшие по толщине корки на стенках скважины;
2) обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц, выбуренной породы.
Кроме того, снижение липкости корки обеспечивается добавлением к буровому раствору нефти в количестве 5—8% от объема бурового раствора. Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора. Для снижения липкостя корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буровой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 — до 1,5% (по Массе к объему).
Борьба с газо-, нефте- и водопроявлениями
Газо-, нефте- и водопроявления возникают в случаях, когда давление вскрываемого пласта превышает давление столба жидкости в стволе скважины. Однако газ может проникать в буровой раствор в случае, если давление столба жидкости не превышает пластовое. Обычно это происходит при длительных простоях. Газ, проникая в раствор и насыщая его, снижает его плотность, что может привести к выбросу. Во время вскрытия водоносных пластов вода поступает в буровой раствор, при этом наблюдается снижение плотности последнего и повышение его водоотдачи.
Для предотвращения возможных газонефтепроявлений необходимо принимать следующие меры:
1) применять буровые растворы с низкой водоотдачей, повышенной плотностью и пониженной вязкостью;
2) создавать противодавление на высоконапорные горизонты повышением плотности раствора;
3) применять раствор небольшой вязкости, обеспечивать постоянную дегазацию выходящего раствора.
Перед каждым спуском бурильных труб и подъемом инструмента из скважины необходимо проверять исправность превен-тора и задвижек. Буровой мастер обязан лично (не реже одного раза в неделю) проверять исправность действия этих устройств.
Для предотвращения выброса и фонтанирования необходимо соблюдать следующее:
278
а) если в скважину спущены бурильные трубы, то следует навинтить ведущую трубу, закрыть превентор и закачать утяжеленный буровой раствор, поддерживать противодавление на устье с помощью штуцера с соответствующим проходным отверстием;
б) если в скважину бурильные трубы не спущены, то отверстие превентора необходимо закрыть глухими плашками; при отсутствии глухих плашек следует спустить в скважину несколько свечей бурильных труб с обратным клапаном, навинтить ведущую трубу и закачать утяжеленный буровой раствор; поддерживать противодавление на устье с помощью штуцера;
в) если давление, развиваемое буровым насосом, недостаточно, то необходимо использовать насосную установку, которая развивает большее давление. Для глушения фонтана в затруб-ное пространство закачивают утяжеленный буровой раствор и поддерживают противодавление на устье с помощью^ штуцера с соответствующим проходным отверстием.
Разобщение пластов
После окончания бурения второго ствола и проведения электрометрических работ приступают к работам по разобщению пластов, сущность которых заключается в креплении стенок скважины обсадными трубами и последующем их цементировании для предохранения от обвалов и изоляции пластов.
Работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны или хвостовика, подразделяются на четыре этапа: подготовка бурового оборудования и инструмента; подготовка обсадных труб; подготовка ствола скважины; спуск колонны.
Подготовка бурового оборудования и инструмента. Перед спуском эксплуатационной колонны тщательно проверяют подъемное оборудование и инструмент. Вышку (мачту) осматривают, проверяя болтовые соединения в узлах, поясах, диагоналях. Вышка должна быть строго вертикальной, так как небольшой перекос ее вызовет большие затруднения при спуске колонны. Необходимо также проверить исправность подъемного механизма (лебедки, трактора-подъемника), силовых двигателей, прочность их крепления, состояние отдельных узлов. Особое внимание при этом следует уделять тормозной и талевой системам и талевому канату. В случае необходимости талевый канат следует заменить. Затем необходимо проверить насосы и манифольдную линию; наличие и исправность элеваторов, круговых ключей, шаблонов и слайдера. Подготовка обсадных труб. Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, необходимо заблаговременно доставить на скважину и внимательно осмотреть под руководством мастера по капитальному ремонту скважин.
Трубу укладывают на приемном, мосту, каждую нумеруют и замеряют ее длину. Резьбу труб и муфт тщательно очищают
279
щеткой, промывают керосином и проверяют калибром. Дефектные трубы отбраковывают при осмотре, а также в процессе свинчивания их во время спуска. Если в процессе навинчивания ручным способом труба на 5—6 ниток не довинчивается, то ее необходимо заменить. Трубу также заменяют, если она свободно завинчивается вручную до конца резьбы. Для замены отбракованных труб на скважине необходимо иметь их запас (5%, от длины спускаемой колонны).
Одновременно с обсадными трубами на скважину доставляют элементы низа обсадной колонны, обеспечивающие ее успешный спуск и цементирование.
Конструкция низа эксплуатационной колонны состоит из башмачной направляющей пробки, башмака, башмачного патрубка, обратного клапана, упорного кольца и скребков. Рекомендуется для успешной эксплуатации горизонта с низким пластовым давлением с целью предотвращения цементации пор и облегчения условий освоения скважины эксплуатационную колонну спускать с готовым фильтром. В этом случае конструкция низа колонны должна состоять из башмачной направляющей пробки, башмака, фильтра необходимой длины, удлиненной воронкообразной муфты с прямым клапаном, короткого заливочного патрубка, эластичной брезентовой воронки, обратного клапана и упорного кольца.
При спуске хвостовика конструкция низа аналогична описанной выше с той лишь разницей, что в процессе цементирования без использования заливочных пробок упорное кольцо не устанавливают и последнюю обсадную трубу спускают с воронкой.
Подготовка ствола к спуску колонны. Для успешного спуска эксплуатационной колонны ствол скважины от окна до забоя расширяют (прорабатывают) гидравлическим расширителем или эксцентричным долотом с таким расчетом, чтобы диаметр ствола не менее чем на 15—20% был больше диаметра муфт колонны труб, подлежащих спуску. Скорость проработки ствола не должна превышать 12—15 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, осевая нагрузка на долото—-на 20—30% меньше, чем в процессе бурения при максимальной подаче насосов. Качество бурового раствора должно отвечать требованиям геолого-технического наряда. После проработки скважину промывают в течение времени, необходимом для замены одного или двух объемов жидкости в ней.
Для крепления второго ствола спускают сплошною колонну или хвостовик.
Сплошную колонну спускают в пробуренный ствол в том случае, когда колонна, в которой проводили работы, деформирована выше вскрытого окна или имеет большой диаметр. При этом необходимо следить за соблюдением очередности спуска обсадных труб и за показаниями гидравлического индикатора массы.
280
При понижении нагрузки на крюке следует ствол скважины
промыть до восстановления нагрузки, затем продолжать спуск. Первую нижнюю трубу пропускают через окно с промывкой. Кроме того, промывать скважину необходимо в интервалах, предусмотренных планом спуска колонны. Проверка доведения колонны до забоя достигается допуском труб с промывкой скважины. При этом нагрузка не должна превышать 20—40 кН.
Хвостовик спускают на бурильных трубах со специальным переводником, имеющим левую резьбу. Конец хвостовика должен располагаться в эксплуатационной колонне на 15— 20 м выше вскрытого окна. Верхнюю часть его оборудуют воронкой, наибольший диаметр которой должен быть на 10—12 мм меньше внутреннего диаметра колонны, в которой производилась зарезка. Нижнюю трубу пропускают через окно с промывкой скважины. При спуске последующих обсадных или бурильных труб их заполняют буровым раствором. После окончания спуска труб навинчивают ведущую бурильную трубу, восстанавливают циркуляцию и проверяют состояние забоя промывкой.
Цементирование колонны
Цементирование обсадной колонны —одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).
Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны. Башмак ее устанавливают на 1—2 м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора.
Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца «стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.
Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной
281
заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бурильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции как одно целое перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора. Через 16—20 ч электротермометром следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины (в случае спуска сплошной колонны), испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола— испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).
ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН (ЛС)
Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, подлежат ликвидации. Причины ликвидации могут быть следующие.
1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например: в качестве наблюдательной, нагнетательной, пьезометрической и т. д.
2. Отсутствие нефтенасыщенных горизонтов, вскрытых данной скважиной, и невозможность ее использования для других целей (углубление, переход, использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод и т. д.).
3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для перехода.
4. Расположение скважины в застроенных и занятых зонах (предприятия, жилые массивы, водохранилища и т. д.) или в зонах стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т. д.).
Материалы по ликвидации скважин оформляют в соответствии с существующими положениями и согласуют с органами государственного горно-технического надзора.
В процессе ликвидации скважины извлекают подземное оборудование и максимально возможное число обсадных труб, изолируют вскрытые пласты и устанавливают репер. Объем и характер работ зависят от их назначения, конструкции и состояния ствола. Работы по ликвидации новых скважин, в которые спу-
282
щены только технические колонны (без эксплуатационной), заключаются в следующем.
В непродуктивных интервалах в данной скважине устанавливают цементные мосты высотой, равной толщине пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50 м. Ствол заполняют буровым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.
Если в разрезе не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, то допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.
Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером следующим образом. При оставленной технической колонне на сплюснутой сверху трубе диаметром 73 мм на глубину не менее 2 м опускают деревянную пробку и заливают скважину до устья цементным раствором. Над устьем сооружают бетонную тумбу размером 1,0X1,0X1,0 м. Высота репера над этой тумбой должна быть не менее 0,5 м.
При извлеченной технической колонне репер устанавливают в кондукторе или шахтовом направлении, а затем сооружают тумбу размером 1,0X1,0x1,0 м.
Ликвидацию скважин после их опробования при спущенной эксплуатационной колонне производят так же, как описано выше. Обсадные колонны в этом случае извлекают, если залежь чисто нефтяная и отсутствуют напорные минерализованные пластовые воды, загрязняющие верхние пресные воды.
Если невозможно извлечь обсадные колонны, то устье закрывают глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем или заглушкой, после чего устанавливают репер.
Ликвидационные работы в эксплуатационных скважинах в связи с полным истощением продуктивных пластов и их обводнением, а также в нагнетательных и наблюдательных скважинах, которые в дальнейшем не могут быть использованы для других целей, производят так же, как было описано.
Работы в скважинах, подлежащих ликвидации вследствие технических причин или некачественной проводки и аварий, проводят по специальным проектам (планам), согласованным с органами государственного горно-технического надзора. Скважины, находящиеся на балансе НГДУ, ликвидируют бригады по капитальному ремонту скважин.
ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА МОРСКИХ СКВАЖИН
Технологически освоение разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на морских нефтепромыслах, их текущий и капитальный ремонт существенно не отличаются от аналогичных работ в скважинах, расположенных на суше. Однако
283
эти работы в значительной мере осложняются следующими обстоятельствами:
а) ограниченностью рабочих площадок вокруг устьев морских скважин;
б) значительной удаленностью морских скважин от основных материально-технических баз, цехов и мастерских НГДУ;
в) большим числом скважин, пробуренных с одного куста наклонно-направленным способом с близкими расстояниями между устьями, большой кривизной стволов скважин;
г) значительной зависимостью ремонтных работ и операций по освоению скважин от гидрометеорологических условий в открытом море;
д) требованиями охраны моря от загрязнения нефтью, пластовыми водами, кислотами, щелочами и химическими реагентами, а также песком и грязью, насыщенными нефтью, и т. д.
Большинство морских скважин расположено крупными кустами (по 10—12 и до 30 скважин в кусте) на небольших по размерам металлических площадках, примыкающих к эстакадам, либо на отдельных кустовых основаниях — платформах, расположенных в открытом море. Размеры приэстакадных площадок составляют 60X36 м, из них на площади 40X15 м расположены скважины, а для размещения подъемных и промывочных агрегатов, а также прочего ремонтного оборудования предусмотрена рабочая площадь менее 450 м2.
Ремонтные работы в таких условиях осложняются еще и тем, что устья скважин расположены друг от друга на расстояниях 1,5—2,5 м и реже 8—10 м, а расстояния между двумя рядами скважин составляют от 2,5 до 10 м. Кроме того, в большинстве случаев ремонтные работы проводят в непосредственной близости от действующих фонтанных и газлифтных скважин, что опасно с точки зрения возникновения пожаров.
На отдельных морских основаниях свободная рабочая площадь установки агрегатов и различных механизмов несколько больше.
Очевидно ремонтные работы в морских скважинах еще больше осложняются при расположении их устьев на дне моря, т. е. под водой.
Доставка на отдельные основания промывочных и заливочных агрегатов, различных подъемных сооружений, тракторов-подъемников, буровых растворов, кислот, щелочей, различных химреагентов, сухой глины, утяжелителей, обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, насосных штанг, ПЦЭН, сква-жинных штанговых насосов, защитных приспособлений, инструмента и других материалов осуществляется крановыми судами (реже — на спаренных киржимах), а самих вахт — вертолетами или судами. На приэстакадные площадки все указанное оборудование и инструмент доставляется крановыми судами, а иногда и по эстакаде на тяжеловозах и трубовозах.
284
Так как размеры площадок в обоих случаях небольшие (что затрудняет размещение станков-качалок) и на большинстве отдельных оснований электроэнергия отсутствует, эксплуатацию скважин с помощью штанговых насосов на морских промыслах применяют ограниченно. Большинство морских скважин эксплуатируют фонтанным либо газлифтным способом с поддержанием пластовых давлений. Поэтому ремонтные работы на морских скважинах сводятся в основном к слуско-подъемным операциям с НКТ, а также к промывке и чистке скважин от песчаных пробок, дренажу нагнетательных скважин и осуществлению в скважинах различных исследовательских работ, геолого-технических мероприятий и методов воздействия на призабой-ную зону скважин.
Все эти работы достаточно подробно описаны в соответствующих разделах данного учебного пособия.
Необходимо лишь учитывать, что вследствие значительной кривизны стволов морских скважин необходимо с муфт НКТ обоих рядов лифтовых труб снимать фаску (снизу и сверху), что предохраняет их от зацеплений и обрывов. При выполнении любых работ по освоению морских скважин, ремонту и дренажу их, а также во время осуществления любых мероприятий следует строго соблюдать правила охраны моря от загрязнения нефтью, пластовыми водами, кислотами, щелочами и другими химреагентами и отходами.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие виды работ относят к капитальному ремонту скважин?
2. Б чем заключаются работы по подготовке скважины к капитальному ремонту?
3. В чем заключается подготовка труб?
4. С какой целью исследуют скважины при планировании ремонта крепи?
5. Что понимают под обследованием скважины?
6. Что представляет собой печать и для чего ее применяют?
7. Какие печати используют для обследования скважин?
8. Как ремонтируют и герметизируют устье скважины?
9. Как исправляют дефекты в колонне?
10. Какие работы называют ремонтно-изоляционными (РИР)?
П. В каких случаях производят тампонаж скважин?
12. Каково основное требование к технологии РИР?
13. Какие тампонажные материалы применяют при РИР?
14. Какие требования предъявляют к качеству тампонажно-го цемента?
15. Что такое водоцементное отношение?
16. Для чего применяют замедлители и ускорители сроков схватывания цемента?
285
17. Какие способы тампонирования скважин Вы знаете.-*
18. В каких случаях применяют тампонирование под давлением через обсадную колонну?
19. В каких случаях устанавливают искусственные пробки в колонне? Виды пробок?
20. Чем отличается намыв наполнителей от насыпки песчаных пробок?
21. Как тампонируют скважины, сильно поглощающие жидкость?
22. Как тампонируют скважины, слабо поглощающие жидкость?
23. Как тампонируют фонтанные скважины?
24. Объясните процесс цементирования нефтецементным раствором.
25. Какова технология цементирования пеноцементным раствором?
26. Какие условия нужно соблюдать, чтобы избежать осложнений при цементировании скважин?
27. Как изолируют чуждые верхние воды?
28. Как изолируют чуждые нижние воды?
29. В каких случаях наращивают цементное кольцо за колонной?
30. В чем заключаются работы по устранению негерметичности обсадных колонн и как их проводят?
31. В каких случаях и как заменяют поврежденную часть колонны?
32. В каких случаях в скважину спускают дополнительную колонну?
33. Как устанавливают металлические пластыри в местах нарушений герметичности эксплуатационной колонны с помощью устройства Дорн?
34. Какие способы испытания колонны на герметичность Вы знаете?
35. Какие существуют методы крепления пород призабойной зоны скважин?
36. Какие виды аварий наиболее часто присходят в скважинах?
37. Как извлекают из скважины прихваченные трубы: а) при прихвате первого ряда и свободном втором ряде, б) при прихвате второго ряда и свободном первом ряде, в) при прихвате труб обоих рядов?
38. Как проводят ловильные работы с труболовками ТВМ-1 и ТВМ-2?
39. В какой последовательности производят ловильные работы с применением труболовки ТВМ114-2?
40. Как извлекают из скважины упавшие трубы?
41. Как извлекают из скважины: а) упавшие трубы и штанги; б) погружной электронасос; в) отдельные предметы; г) тар-
286
тальный канат, каротажный кабель и проволоку аппарата Яковлева?
42. В каких случаях переходят на другие горизонты?
43. Как производятся переходы скважины на: а) вышезалегающий горизонт? б) нижезалегающий горизонт?
44. Какие работы проводят при переводе скважин из категории в категорию по назначению?
45. Какие основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола Бы знаете?
46. Как выбирают место (интервал) для вскрытия окна?
47. Что такое отклонитель?
48. В чем заключается подготовка скважины к спуску откло-нителя?
49. Как спускают и крепят отклонитель в колонне?
50. Как проводят направленный спуск отклонителя?
51. Какие инструменты применяют для вскрытия окна в колонне?
52. Расскажите о технологии вскрытия окна в колонне.
53. С какой целью крепят скважины и из каких этапов состоят работы, выполняемые для спуска эксплуатационной колонны?
54. Каковы причины ликвидации скважин?
55. Каковы особенности ремонта морских скважин?

На главную страницу