Разбуривание цементного моста в скважине

Обновлено: 07.07.2024

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЗД В КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И БУРЕНИИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ

При ремонте действующих и вводе в эксплуатацию бездейст­вующих скважин проводятся работы следующих видов: устране­ние сломов, смятия и негерметичности в эксплуатационной ко­лонне; переход на вышележащие или нижележащие горизонты; изоляция эксплуатационного горизонта; ликвидация аварий и др. Наибольшие затраты времени и средств связаны с разбури-ванием цементных мостов.

До середины 70-х годов наиболее распространенным техни­ческим средством разбуривания цементных мостов являлся ро­торный способ бурения, требующий поставок на скважину бу­рильных труб, ротора, машинных ключей и дополнительного подъемника для привода ротора. Роторный способ оказался до­рогим и неэффективным, особенно в сложных условиях мор­ских промыслов, заболоченных и отдаленных районов. Значи­тельные трудности возникают при разбуривании цемента в на-сосно-компрессорных трубах, а также при ликвидации плотных песчаных пробок. Для выполнения этих работ промысловики прибегали к длительной операции гидроразмыва, а в отдельных случаях ремонтные бригады были вынуждены применять тру­доемкие операции фрезерования и последующего подъема ко­лонн НКТ.

Применение роторного способа разбуривания при капиталь­ном ремонте многих наклонно направленных скважин становится почти невозможным из-за многократного увеличения крутящих моментов, затрачиваемых на холостое вращение колонны бу­рильных труб.

Неоптимальные характеристики турбобуров ТС4А-104,5и ТС4А-127 (большой расход промывочной жидкости, недостаточный крутящий момент при высокой частоте вращения выходно­го вала) и значительные гидравлические потери в циркуляцион­ной системе затрудняли возможность эффективного разбурива-ния цементных мостов турбинным способом.

Появление ВЗД ознаменовало новый этап развития техниче­ских средств капитального ремонта скважин, коренным образом изменив технологию этих работ и состав оборудования.

Для реализации этих технологий отечественная промышлен­ность в настоящее время выпускает следующие двигатели:

ДК-108, Д-108, Д-106, Д1-105 - предпочтительно для работ внутри эксплуатационных колонн 168, а также колонн 146 мм;

Д-95 - для работ внутри эксплуатационных колонн 146 (140) и 114 мм;

Д-85 - для работ внутри НКТ диаметром 114 мм и эксплуата­ционных колонн 146 (140) мм;

Д1-54 и Д-60 - для работ внутри НКТ диаметром 73 и 89 мм;

Д-48 - для работ внутри НКТ диаметром 73 мм.

За годы промышленной эксплуатации накоплен значительный опыт использования винтовых двигателей и отработана рацио­нальная технология их применения [94].

Технология разбуривания цементных мостов с помощью ВЗД отличается от технологии роторного бурения как составом обору­дования, так и режимами бурения.

Эксплуатация винтовых двигателей полностью исключает строительные и подготовительные работы. Цементные мосты разбуриваются без применения специального бурового оборудо­вания и инструмента.

Многолетний опыт эксплуатации подтвердил, что двигатели вписываются в технологическую схему капитального ремонта скважин: для привода забойного двигателя обычно применяют находящиеся на промыслах цементировочные или заливочные агрегаты или линию законтурного заводнения. Для спуска двига­телей в скважину используют стандартные НКТ. В качестве про­мывочной жидкости применяют, как правило, техническую, пла­стовую воду, хотя известны успешные опыты по работе двигате­лей на глинистом растворе при организации очистки раствора от крупных механических примесей.

Для обеспечения безотказной эксплуатации двигателя необ­ходимо предъявлять высокие требования к герметичности колонн НКТ. Кроме того, следует проводить профилактическую промывку и смазку двигателя в перерывах между работой на скважинах. Это относится прежде всего к рабочей паре двигате­ля.

Большие мощности и повышенные частоты вращения ВЗД позволяют разбуривать цементные мосты и плотные песчаные пробки при оптимальных режимах. Нагрузка на долото по срав­нению с роторным бурением возрастает 1,5-2 раза. В результате в 1,5-2,5 раза сокращается время разбуривания моста.

Зависимость перепада давления в двигателе от крутящего мо­мента представляет оператору второй индикатор нагрузки на до­лото.

Эксплуатационные качества ВЗД (высокий крутящий момент, минимальные осевые и диаметральные габариты, а также про­стота обслуживания) предопределили эффективную эксплуата­цию двигателей в традиционных и современных технологиях ка­питального ремонта нефтяных и газовых скважин.

Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки

Цементные пробки разбуривают роторным способом, турбобуром или винтовым забойным двигателем.

Цементные пробки разбуривают:

    способом, ,
  • винтовым забойным двигателем (ВЗД).

Цементную корку со стенок эксплуатационной колонны очищают:

  • пикообразным или 3-шарошечным долотом,
  • грушевидными фрезерами,
  • ступенчатыми фрезерами и скребками с режущими лезвиями,
  • роторным,
  • турбинным способом.

Подпишитесь на общую рассылку

* Неверный адрес электронной почты

Выставки и конференции

Оборудование, услуги, материалы

Социальные инициативы, экология

Транспортировка и Хранение

Шельф и Судостроение

Случайные записи из технической библиотеки 2 августа 2021, 12:41 8 февраля 2019, 11:51 17 марта 2021, 10:39 26 августа 2016, 15:01 13 июля 2021, 10:38

123001, г. Москва, Благовещенский переулок 3с1

123001, г. Москва, Благовещенский переулок 3с1

23 октября Свежий выпуск 8,2021 Свежий выпуск 8,2021

Маркет - современная торговая площадка, многоцелевой инструмент повышения эффективности взаимодействия участников рынка. Сервис значительно сокращает время поиска и отбора наиболее выгодных предложений на рынке.

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки;
1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

  • колонну обсадных труб периодически расхаживают,
  • непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
  • закачивают расчетный объем цементного раствора.


Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

  • позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
  • существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
  • уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
  • избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а - при цементировании первой ступени, б - при цементировании второй ступени;
1 - корпус, 2 - верхнее седло, 3 - верхняя втулка, 4 - заливочные отверстия, 5 - нижнее седло, 6 - нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом - после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор 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 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент - модификацию портландце­мента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Вопрос 3. Технология разбуривания цементных пробок (мостов)

Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Расстояние до ЦА-320 – не менее 10м, м/у ЦА-320 и бардовозом не менее 1м. При наличии сероводорода в промывочную жидкость добавляют нейтрализатор сероводорода.

Промывочный шланг должен быть обмотан стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1-1,5 м по всей длине шланга. Концы каната следует крепить к ответным фланцам шланга. Во избежание порыва шланга при работе с ним устанавливать на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25%.

При разбуривании цементного моста в эксплуатационной колонне возможно возникновение ГНВП - при этом поступивший из пласта газ всплывает и накапливается под цементном мостом. Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности. Бурение ведется с постоянным контролем удельного веса промывочной жидкости.

Процесс выполняется после разбуривания цементного моста.

Цементировочный агрегат ЦА-320М-100 предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320М-100 размещается на базы шасси автомобиля (марки Краз или Урал), при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления.

Состав цементировочного агрегата ЦА-320М-100:

- насос высокого давления

Технические характеристики цементировочного агрегата ЦА-320М-100:

- насос высокого давления: . НЦ-320М (поршневой) - потребляемая мощность: . 125 кВт

- полезная мощность: . 100 кВт

- габаритные размеры: . 2385 х 750 х 2390

- вместимость мерного бака: . 6 куб.м

- вместимость бачка для цементного раствора: . 0.25 куб.м

- условный диаметр приемной линии: . 100 мм

- условный диаметр нагнетательной линии: . 50 мм

- привод насоса: . Автономный двигатель 3М3-511 (ГАЗ-53)

· Емкость 2 штуки площадь емкости 20 м 2 высота емкости 2 м

· Доливная емкость площадь емкости 2 м 2 высота емкости 0,4 м, расход долива 4 л/сек

Используемый инструмент (находится в скважине)

· Забойный двигатель Д-85

-Диаметр забойного двигателя 85 мм

-Расход забойного двигателя 5 л/сек

-Потери давления на холостом ходу 17кг/см 2

· Универсальный превентор ПУ1-180-35К2

· Плашечный превентор ППГ-280-350

· Блок дроселирования ДР-80-350

Информация берется из сценария «Бурение -2045БТ»

-Наводим курсор мыши на иконку сценария

-Нажимаем правой клавишей мыши

-В появившемся контекстном меню, выбираем строку параметры (вторая сверху) Наводим на нее курсор мыши и нажимаем левую клавишу

-В появившемся окне выбираем нужную вкладку, нажатием левой клавишей мыши по заголовку

-Для более подробной информации об объекте наводим на него курсор мыши, нажимаем правую клавишу, в появившемся контекстном меню, нажимаем открыть левой клавишей мыши.

1) Рассчитываем начальное давление закачки жидкости глушения

Pначальное=Pизбыточное в трубах+ Pзапаса +Pгидропотерь= 40 +15 +15 =70 атм

Pгидропотерь=определяется в пункте 6 на половине мощности насоса

Pзапаса=( давление запаса 10 - 15 атмосфер)

Ризб.тр – давление на входе после стабилизации скважины

2) Рассчитываем давление нагнетания в момент выхода утяжеленного бур раствора в затрубье

Рнагнетания конечное = Pгидропотерь *( / нач)=15(кг/см 2 = Атм)*1.39(г/см 3 )/1.12(г/см 3 ) =19 (кг/см 2 = Атм)

3) Рассчитываем внутренний объем труб

dвнутренний труб БТ-89 ( 89-й диаметр – 2 стенки трубы(14мм)

в сценарии заложен 75 мм

V=3,14*0,075 2 *1975/4=8,7=9 м 3




4) Строим график падения давления в трубах в процессе закачки утяжеленного раствора по двум точкам :

5) Строим таблицу глушения проявления

Определяем нарастание давление на 1 м 3

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 V(м3)
70 (Pначальное) 64,5 59 53,5 48 42,5 37 31,5 26 19 (Рнагнетания конечное) Давл На входе

6) Открываем на используемой линии дросселирования дроссель на 10%-15%

7) Выставляем насос на половине мощности работы двигателя ( обороты 50% 2 скорость)

8) Открываем гидрозадвижку линии дросселирования

9) Включаем насос

10) Обнуляем счетчик объема закачанного раствора – Нажать кнопку «Сброс»

11) Регулируем давление на входе по построенной таблицы глушения проявления с помощью дросселя

12) V нового закачанного раствора глушения следим через меню промывка-объем нового раствора.

Во мере заполнения колонны утяжеленным буровым раствором давление на входе падает до расчетного конечного давления. Рнагнетания конечное

По ваходу утяжеленного раствора в затрубье поддерживаем постоянное давление нагнетания равное Рнагнетания конечное)

13) При достижении газовой пачки устья скважина давление на входе резко падает , поддерживаем его закрытием дросселя . При выходе флюида плотность на выходе равна 0 (см меню ЦС).

14) После выхода флюида давление будет возрастать, приоткрываем дроссель

15) Когда плотность на выходе становится равной плотности жидкости глушения (меню цс Плотность на входе и на выходе) выключаем насос , открываем дроссель на 100%

16) Если давление в затрубье равно 0 и равно давлению в трубах значит ГНВП произведено успешно. В противном случае ( Pна выходе >0) Плотность жидкости глушения рассчитана не правильно.

Вопрос 3. Установка цементных мостов в скважине

Заливка цементного моста в скважине производится закачкой цементного раствора по трубам на место установки. Для проведения заливки составляется расчет. Определяется количество сухого цемента, количество жидкости для затворения раствора. Количество жидкости продавки, давление при закачке. Раствор закачивается в трубы, после закачки продавочной жидкости раствор доходит на место установки моста, после этого закрывается затрубное и часть цементного раствора под давлением продавливается в пласт или нарушение. Пример: Установить цементный мост в эксплуатационной колонне (колонна -5 дюймов) с 1000 до 936 метров. Цементный мост 64 метра В скважину спущены НКТ 2,5 дюйма, объем 1 п.м. 0,003м 3 .. Объем: 1п.м. экс.колонны 0,0125м 3 . Коэффициент запаса цемента 1,25. В/Ц = 0,5. Расчет - Объем скважины, подлежащих заполнению цементного стакана (1000-936)х0,0125=0,8м 3 . Количество сухого цемента 0,8х1,25 = 1,0тн. Количество воды для затворения цемента 1,0х0,5=0,5м 3 . Количество продавочной жидкости 936х0,003=2,8м 3 .

Вопрос 4. Виды контроля за состоянием природной среды.

Производственный контроль на предприятии, Ведомственный, Муниципальный, Республиканский, Федеральный.

Основными задачами производственного экологического контроля на предприятии являются:

Вопрос 5. Дать определение термина «Авария»

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки

Цементные пробки разбуривают роторным способом, турбобуром или винтовым забойным двигателем.

При разбуривании их роторным способом применяют пикообразные долота, а в интервале фильтра в комбинации с райбером: долото разбуривает цементную корку, а райбер центрирует долото и оправляет колонну.

При разбуривании цементных мостов используют также секционные турбобуры и забойные винтовые двигатели в сочетании с долотами соответствующих диаметров. Для промывки применяют техническую воду или буровой раствор.

Цементную корку со стенок экс.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. Эти работы – одно из основных средств по увеличению степени извлечения нефти из пласта.

РИР скважин проводят в случаях, когда необходимо:

Обеспечить изоляцию продуктивных объектов от вод.

Создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост в колонне.

Перекрыть фильтр при переводе скважины на выше – или нижезалегающий горизонт.

Создать цементный пояс в призабойной зоне скважины для надежной изоляции.

Перекрыть дефекты в экс.колонне.

Изолировать продуктивные горизонты друг от друга в интервале спуска экс.колонны или хвостовика при зарезке и бурении второго ствола.

Закрепить призабойную зону скважины с целью уменьшения пробкообразования.

Основное требование к технологии – обеспечение закачки рабочих растворов изоляционного агента в скважину и продавливание в изолируемый интервал. Это достигается за счет исключения из технологии условий и операций, способствующих разбавлению рабочих растворов, а так же в результате заполнения скважины однородной по плотности жидкости; применение рабочих растворов плотностью большей, чем плотность жидкости, заполняющей скважину; использования разбуриваемых пакеров.

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Применяют для изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивание цементного кольца за ними, а так же для тампонирования каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами.

На колонный фланец герметично крепят устьевую арматуру, через которую цементный раствор закачивают в колонну и затем продавливают в изолируемую зону под давлением. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под воздействием достигнутого давления или предварительно снизив его (не более 50 Атм./мин) до планируемого.

Для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено, применяют тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству скважины. Для этого, нижний конец НКТ устанавливают на 5 -10 м выше искусственного забоя. В качестве материала используют гелеобразующие отверждающиеся полимерные тампонажные материалы. Приготовленную смесь закачивают в затрубное пространство, не превышая допустимого давления в колонне. По мере перехода раствора из затрубного пространства НКТ постепенно уменьшают подачу насосов, снижают давление прокачки на 20 – 30% ниже первоначального и вымывают излишки смеси на поверхность. Поднимают НКТ, и скважину оставляют на ОЗЦ.

Установка цементного моста

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5 – 2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве. Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра экс.колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне. Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ. Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают. Затем НКТ поднимают на 20 -30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента. По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста – опрессовкой.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м3/(чМПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов. Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5 – 10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.). В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия. Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции. После этого сразу устанавливают цементный мост.

Классификация пластовых вод

По отношению к продуктивным нефтегазоносным горизонтам пластовые воды подразделяются:

Верхняя и нижняя воды залегают в пластах выше и ниже нефтяного пласта

Контурная (краевая и крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта.

Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. Иногда эта вода залегает в отдельных пропластках, отделяясь от нефти небольшими по толщине глинистыми перемычками.

Промежуточная вода залегает в отдельных пропластках продуктивного нефтяного пласта. При этом контуры нефтеносности пропластков часто не совпадают.

Тектоническая вода – вода, проникшая в продуктивные горизонты, в скрытые скважиной, по тектоническим нарушениям.

Смешанная вода – вода нескольких нефтяных горизонтов, эксплуатируемых одной скважиной и общим фильтром.

Причины поступления чуждых вод в скважину – недоброкачественное цементирование экс.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; нарушение колонны в процессе эксплуатации и освоении скважины; повреждение колонны при текущем и капитальном ремонте.



Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Разбуривание в полости скважин

Разбуривание в полости скважин применяют для удаления цементного камня, оставшегося после цементирования перфорационных отверстий, цементных мостов, остатков цемента, который успел затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости труб, а также для удаления плотных пробок из песка, парафина и кристаллогидратов.

Оборудование и материалы

    Колтюбинговая установка;

устьевое оборудование (должно включать шлюз, обеспечивающий спуск компоновки в скважину, которая находится под давлением);

компоновка оборудования на забое может состоять из следующих элементов (сверху вниз): соединительного устройства, обратного клапана, гидравлического разъединителя, циркуляционного пере-водника, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента;

При необходимости проведения бурения в эксплуатационной колонне в качестве породоразрушающего инструмента применяют расширитель, ниже которого устанавливают долото малого диаметра ("пилотная фреза").

К особенностям выбора забойного двигателя и породоразушающего инструмента следует отнести необходимость использования оборудования, требующего создания возможно меньших осевых усилий и меньших крутящих моментов.

Такому требованию удовлетворяют винтовые забойные двигатели в сочетании с долотами истирающего типа. В противном случае вследствии малой осевой и крутильной жесткости неизбежна потеря устойчивости колонны.

Породоразрушающий инструмент применяется, как правило, с раскрывающимися рабочими органами, что позволяет пропускать его через колонну лифтовых труб.

Описание технологии

Спуск инструмента в скважину проводят на максимальной скорости, а подача промывочной жидкости должна быть такой, чтобы не вызвать раскрытие инструмента. Инструмент опускают в ту зону скважины, где гарантировано отсутствие пробки, цементного камня на стенках труб и других наростов. Именно в этой зоне должен раскрываться инструмент, в противном случае режущие элементы могут не занять своего рабочего положения. Затем увеличивают подачу промывочной жидкости до значения, при котором происходит раскрытие инструмента. В том случае, если породоразрушающий инструмент не нуждается в переводе его в рабочее положение, описанная операция не выполняется. После этого при номинальной для конкретного применяемого забойного двигателя подаче промывочной жидкости начинают разбуривание.

Наиболее оптимальным режимом работы является непрерывный, т.е. при отсутствии резких падений числа оборотов породоразрушающего инструмента и скачков давления на выкиде промывочных насосов.

Для повышения эффективности очистки ствола скважины целесообразно после проходки каждых 15-30 м пробки прекращать процесс ее разрушения, приподнимать инструмент и проводить интенсивную промывку. Закачка загущенной полимером жидкости может проводиться только в процессе интенсивной промывки скважины.

Курс лекций по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

При наличии цементного моста в эксплуатационной колонне поступивший из пласта газ всплывает и накапливается под цементном мостом. Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности.
При возникновении ГНВП:

Бурильщик приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы и муфты первой трубы инструмента выше АПР (КМУ, гидроротора), дает команду остановить насос.

Вместе с помощник отворачивает ведущую трубу и укладывает на мостках (опускает в шурф), наворачивает на инструмент шаровой кран в открытом положении (КВД, обратный клапан), инструмент подвешивает на талевой системе, закрепляет тормоз лебедки, открывает задвижные крестовины, закрывает превентор.

Затем закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после этого затрубную задвижку на выпуклой линии.

Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, руководит работой вахты, следит за скважиной и контролирует за давлениями, не допуская при этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость. При наличии возможности закачивает в скважину промывочную жидкость соответствующей плотности.

Помощник бурильщика принимает участие в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.
^ Машинист агрегата.

Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР (КМУ, гидроротор) легкостью и после отворота боктов крепления приподнимает инструмент с АПР.

Инструмент сажается на вспомогательный элеватор и отворачивает монтажный патрубок. Затем на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимную гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), затем герметизируют устье – закрывают центральную задвижку (КВД) и после этого задвижку выкидной линии.
^ Раздел II. ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

1.Бурильщик с помощниками спускает в скважину одну трубу ( при возможности несколько труб), наворачивает шаровой кран и герметизирует устье по разделу I.

2.При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы
^ Раздел III. ГНВП с прихваченным инструментом

Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на возможно большей глубине. Приподнимает инструмент, при необходимости выбрасывет одну трубу и совместно с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.
^ Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных

бурильных труб или НКТ.

Бурильщик с помощниками наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все последующие действия вахты по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.
^ Раздел V. ГНВП при перфорации и геофизических работах.

Бурильщик совместно с начальником партии немедленно поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при возможности произвести спуск максимального количества труб. При невозможности подъема прибор обрубает каротажный кабель.

Дальнейшие работы по герметизации скважины выполняется в порядке, приведенной в разделе I.
^ Раздел V I. ГНВП при подъеме пластоиспытателя .

Бурильщик совместно с начальником партии прекращает подъем ИП. Открывает ЦК, подвешивает инструмент на талевой системе, закрывает превентор и обратной промывкой вымывает нефть (поступивший из пласта флюид) из труб через ЦК и выкидную линию в емкость.

Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

В случае продолжения проявления через затрубной пространство герметизирует устье по разделу I, обратной промывкой закачивает утяжеленную промывочную жидкость и поднимает ИП

ИП – испытатель пласта

ВК – выпускной клапан

УК –уравнительный клапан

ЗПК – запорно-поворотный клапан

ПК – циркуляционный клапан


  1. Бурильщик сажает колонну на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником под обсадные, наворачивает воздушную трубу и подвешивает на талевой системе, фиксирует тормоз лебедки, демонстрирует клинья.

  1. При несоответствии плашек превентора диаметру обсадных труб на колонну, наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном и с переводником под обсадные.

  2. Дальнейшие действия по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

Раздел V III. ГНВП с выделением сероводорода.


  1. Подать сигнал тревоги и всем надеть соответствующие противогазы (КД, БКФ, В)

  2. Людей, несвязанных с ликвидацией, вывести из опасной зоны.

  3. Оповестить вышестоящие инстанции (п.6.В.6 ПБ НГП)

  4. Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности – загерметизировать скважину в последовательности, приведенной в разделе I.

  5. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками.

  6. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины производить промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

  1. Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны;

  2. Сообщить о создавшейся аварийной обстановки руководителю предприятия, вызвать ВО;

  3. Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в пределах взрываемости;

  4. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.
^ Раздел IX. Открытое фонтанирование при невозможности


  1. Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.

  2. ^ Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

  3. Машинист останавливает ДВС, по возможности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из опасной зоны.

  4. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВО по особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

  1. Бурильщик принимает срочные меры по выводу людей в безопасное место, сообщает диспетчеру об аварии, отключат электроэнергию, оказывает первую доврачебную помощь пострадавшим.

  2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

  3. Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся силами ВО и пожарных по особому плану, разработанному штабом.

Тема 6.1 ^ ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ЦДНГ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ


  1. При невозможности герметизации устья скважины в случае обрыва полированного штока:

    • сообщить диспетчеру об аварии;

    • остановить работу СК аварийной скважины и при необходимости соседние скважины;

    • отключить ТП и при необходимости ЛЭП;

    • закрыть движение транспорта и выставить знаки;

    • провести КВС;

    • загерметизировать устье, при необходимости с привлечением службы ВО.

  1. При нарушении герметичности кабельного ввода

    • сообщить диспетчеру;

    • остановить работу ЭЦН и вывесить плакат на станции управления;

    • подтянуть сальник кабельного ввода и устранить пропуск.

  1. При порыве выкидной линии:

  • сообщить диспетчеру;

  • вывести людей из опасной зоны;

  • остановить скважину, закрыть задвижки на выкидную линию;

  • закрыть движение транспорта и выставить знаки;

  • провести КВС;

  • принять меры к недопущению растекания нефти;

  • ликвидировать порыв или заменить выкидную линию.

  1. При порыве нефтесборного коллектора:

    • сообщить диспетчеру;

    • вывести людей из опасной зоны;

    • остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор;

    • закрыть движение транспорта и выставить знаки;

    • принять меры к недопущению растекания нефти.

  1. При разрушении СК (обрыв траверсы, шатуна, канатной подвески):

    • сообщить диспетчеру;

    • отключить станцию управления и выесить плакат;

    • дальнейшие работы по восстановлению работы скважины выполняются аварийной службой.

  1. При возникновении пожара на устье скважины, АГЗУ:

    • сообщить диспетчеру;

    • вывести людей из опасной зоны;

    • отключить электроэнергию на ТП;

    • перекрыть поступление нефти и газа из скважины на АГЗУ;

    • принять меры к недопущению нефти и газа из скважины на АГЗУ;

    • принять меры к недопущению растекания нефти и распространении пожара;

    • дальнейшие работы по ликвидации аварии ведутся пожарной службой и УДНГ.

Тема 7. Технические средства и приборы раннего

обнаружения газонефтеводопроявлений


  • Уровнемеры различных конструкций.

  • Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

  • Приборы для определения плотности жидкости.

  • Приборы для определения изменения давления.

  • Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Тема 8. Технико-технологические требования

по предупреждению ГНВП.
В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:


  • жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

  • фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

  • жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

  • жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

  • жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

  • жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

  • содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

- подтоварной водой (технической);

- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

- сеноманской водой.
2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные

эмульсии)
3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м 3 . На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м 3 .

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Читайте также: