Ремонт без глушения скважины

Обновлено: 07.07.2024

Способ глушения пакерующей газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных по пакерной схеме, перед проведением капитального ремонта скважин, в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов. Обеспечивает повышение надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину гибкой трубы и закачивание через нее в трубное пространство скважины жидкости глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию. Закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объем блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу. Открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, то есть в составе лифтовой колонны имеется пакер, циркуляционный клапан и другое внутрисважинное оборудование, перед проведением капитального ремонта скважин (КРС), в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов.

Известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательное закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения [SU 1146308 А, МПК 4 C09K 7/06, опубл. 23.03.85].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность растворить (связать) весь свободный газ, находящийся в скважине, блокирующим раствором, что снижает эффективность глушения. Кроме того, в случае, если башмак лифтовой колонны будет размещаться над интервалом перфорации, как это имеет место в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или в скважинах, вскрывших одновременно несколько пластов, продавить блокирующий раствор в весь интервал перфорации проблематично. Блокирующий раствор пойдет в наиболее проницаемую часть пласта и после его продавливания в призабойную зону в этом интервале жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующего раствора, не продавливая его в призабойную зону пласта, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта и даже к открытому фонтану. Если же затрубное пространство скважины будет перекрыто пакером, то закачивание блокирующего раствора и жидкости глушения через затрубное пространство, а тем более циркуляция жидкости глушения в трубном и затрубном пространстве невозможны.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке способа глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, в том числе вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших одновременно несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в пакерующую скважину спускают гибкую трубу. Через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, оборудованную штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 9-10 мм, для газовых скважин - не более 10-12 мм.

Затем закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу.

Жидкость глушения и блокирующий раствор выбирают исходя их геолого-промысловых условий, так, например, в качестве жидкости глушения можно использовать жидкости как на водной основе, так и на углеводородной, а в качестве блокирующего раствора - рассолы или электролиты.

В случае вскрытия скважиной продуктивного пласта большой толщины или одновременно нескольких пластов гибкую трубу доспускают до нижних отверстий интервала перфорации. После этого через гибкую трубу закачивают в скважину жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом башмака гибкой трубы относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. Плавный подъем гибкой трубы обеспечивает равномерное продавливание блокирующего раствора в весь интервал перфорации, обеспечивая тем самым надежное блокирование всей толщины пласта или всех пластов.

После продавливания блокирующего раствора в призабойную зону пласта приподнимают гибкую трубу над интервалом перфорации и промывают скважину для выравнивания параметров жидкости глушения по всему стволу путем создания циркуляции во внутренней полости гибкой трубы и кольцевом пространстве скважины.

После этого из скважины извлекают гибкую трубу колтюбинговой установки при продолжении циркуляции жидкости глушения в скважине.

После этого открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку в течение не менее 12 часов. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины. Затем выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан в течение двух циклов, предусмотрев возможность долива жидкости глушения в затрубное пространство скважины.

Устьевое давление в трубном пространстве скважины должно быть таким, чтобы забойное давление в процессе заполнения скважины жидкостью глушения не превысило пластовое давление более чем на:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5% для скважин глубиной 1200 м и более, но не более 3,0 МПа.

Значение устьевого давления в затрубном пространстве в процессе заполнения затрубного пространства жидкостью глушения необходимо устанавливать исходя из соотношения:

где Р_узт (t) - давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;

Р_ст - статическое давление на устье скважины, МПа;

V_зак - производительность насосной установки, м 3 /с;

t - время от начала закачивания жидкости глушения в затрубное пространство скважины, с;

S_мтр - площадь кольцевого пространства между гибкой трубой и лифтовой колонной, м 2 .

В случае невозможности открытия циркуляционного клапана заполнение затрубного пространства жидкостью глушения следует проводить непосредственно через затрубное пространство скважины. Циркуляцию в скважине проводить после приведения пакера в транспортное положение.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения пакерующих скважин, особенно в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Способ глушения пакерующей скважины, оборудованной лифтовой колонной и циркуляционным клапаном, включающий закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, отличающийся тем, что в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления во внутренней полости гибкой трубы, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан.

Ремонт без глушения скважины

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Дата введения 1997-11-01

РАЗРАБОТАНЫ открытым акционерным обществом "НПО "Бурение"

СОГЛАСОВАНЫ Федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо N 10-13/270 от 22.05.97

УТВЕРЖДЕНЫ Минтопэнерго России, заместитель министра В.В.Бушуев, 18.08.97

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

1.2. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты (приложение 1).

1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [1].

1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его как ремонт газовых скважин.

1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

1.8. При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами [2].

1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.

1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл.1.

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления

Поинтервальные гидроиспытания колонны

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании

Снижение и восстановление уровня
жидкости

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.1.4. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [3] и его приложениях.

2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с РД [1].

2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, - передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований указываются причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2.2.5.2. Основная цель исследования - определение источников обводнения продукции скважины.

2.2.5.3. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям до и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации - подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасышенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, - отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков - исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1. Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп.2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл.2.

Добыча нефти и газа

Подготовка скважин к проведению капитального ремонта

Скважину (эксплутационную или нагнетательную) считают подготовленной для капитального ремонта, если создана возможность проведения всех необходимых операций при условии соблюдения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти.

Подготовка скважины состоит из двух основных частей: собственно подготовки скважины к проведению планируемых работ и подготовки используемого при этом оборудования.

К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких – либо проявлений в процессе проведения работ. Ко второй – установка или ремонт мостков, проверка якорей, установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стационарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния кронблока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, установка оттяжного ролика), подвешивание ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных УЭЦН, расстановка оборудования на площадке.

Помимо этого, к подготовительным работам относят: доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъемного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах. Работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места расположения пробки, глубины забоя и т.п.). Необходимость подготовки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, при чем вероятность самоизлива скважины, тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отборов перепады между пластовым и забойным давлением весьма велики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление восстановится, и статический уровень жидкости поднимется настолько, что начнется самоизлив скважины.

Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, поскольку в противном случае начнется ее открытое фонтанирование.

Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами.

1.Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана - отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины.

2. Промывка скважины в сочетании с глушением.

3.Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением.

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважине, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удельным весом применяют прямую циркуляцию жидкости. При прямой технологическую закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость движется по кольцевому каналу по НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жидкость движется по НКТ.

Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает гарантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольного вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку технологической жидкости не прекращают.

При условии давления закачиваемой технологической жидкости по сравнению с пластовым столбом жидкости, располагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет задавлен обратно в пласт.

Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жидкости пластовой на технологическую при промывке нельзя, поэтому плотность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавление на пласт превышало пластовое давление на 5-10%. Соотношение противодавления и пластового давления называют коэффициентом запаса.

В качестве технологической жидкости при капитальном ремонте обычно используют:

·Сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080 – 1120 кг/м,

·Высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180 – 1230 кг/м,

·Специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450кг/м.

После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монтируют оборудование для выполнения подземного ремонта.

В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей капитального ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общим для большинства работ является наличие у скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-компрессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), якорей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте скважины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования несколько иное.